Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Технология физико-химических методов борьбы с осложнениями при эксплуатации высокообводненных скважин
ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений
Автореферат диссертации по теме "Технология физико-химических методов борьбы с осложнениями при эксплуатации высокообводненных скважин"
На правах рукописи
ХАСАНОВ ФААТ ФАТХЛБА ЯНОВИЧ
ТЕХНОЛОГИИ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИХ МЕТОДОВ БОРЬБЫ С ОСЛОЖНЕНИЯМИ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ВЫСОКООБВОДНЕННЫХ СКВАЖИН
Специальность 25 00 17 - «Разработка и эксплуатация нефтяных
и газовых месторождений»
АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук
Уфа-2007 ООЗ 17427 1
003174271
Работа выполнена на кафедре «Разработка и эксплуатация нефтегазовых месторождений» Уфимского государственного нефтяного технического университета
Научный руководитель
Официальные оппоненты
Ведущая организация
доктор технических наук, профессор Зейгман Юрий Вениаминович, доктор технических наук, профессор Хафизов Айрат Римович, кандидат технических наук Стрижпев Владимир Алексеевич. Центр химической механики нефти АН РБ.
Защита состоится 06 ноября 2007года в 12-00 на заседании диссертационного совета Д 212 289 04 при Уфимском государственном неф м техническом университете по адресу 450062, Республика Башкортостан, г Уфа, ул Космонавтов, 1
С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Уфимского государственного нефтяного технического университета
Автореферат разослан 05 октября 2007 года
Ученый секретарь диссертационного
совета , / Ямалиев В У
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ Актуальность работы
Одной из актуальных проблем при разработке нефтяных месторождений является повышение эффективности применяемых систем разработки, включая эксплуатацию добывающих и нагнетательных скважин Особую актуальность эта проблема приобретает в настоящее время в связи с вступлением большинства нефтяных месторождений страны, в том числе и месторождений Башкортостана, в поздние стадии разработки, характеризующиеся высокой обводненностью добываемой продукции В настоящее время более 80% скважин филиала АНК «Башнефть» «Башнефть - Уфа» эксплуатируются с обводненностью продукции 70 90% В результате закачки в продуктивные пласты для поддержания пластового давления (ППД) огромных объемов пресной и сточной вод происходит выщелачивание породообразующих минералов продуктивных пластов, разрушение пород призабойной зоны пласта (ПЗП), интенсификация образования отложений неорганических солей, твердых углеводородов, процессов коррозии промыслового оборудования
Современный уровень развшия нефтедобывающей отрасли характеризуется разнообразием применяемых методов и технологий борьбы и предупреждения осложнений Несмотря на это, проблема борьбы и предупреждения осложнений продолжает оставаться актуальной для большинства нефтяных месторождений Причинами этого является разнообразие геолого-физических условий процессов разработки и эксплуатации объектов Поэтому повышение эффективности методов и технологий разработки месторождений требует постоянного совершенствования применяемых методов, реагентов и технологий их применения
На сегодня доля добывающих скважин филиала АПК «Башнефть» «Башнефть - Уфа», эксплуатирующихся в условиях образования неорганических солей, твердых углеводородов, высоковязкой эмульсии, составляет около 30 %, межремонтный период (МРП) их в 3 и более раз ниже среднего
Значительный вклад в исследования различных аспектов проблемы по повышению эффективности эксплуатации скважин на поздних стадиях разработки нефтяных месторождений внесли следующие ученые и промысловые работники И Г Абдуллин, И М Аметов, В А Амиян, Ю В Антипин, М К Баймухаметов, Ю А Балакирев, В А Блажевич, М Д Валеев, Ю Г Валишин, Ф С Гарифуллин, А А Гоник, А Т Горбунов, Э М Гутман, Р Н Дияшев, Ю В Зейгман, Г 3 Ибрагимов, Г III Исланова, Л С Каплан, В Ф Лесничий, Е В Лозин, П Д Ляпков, М Р Мавлютов, В П Максимов, В Ф Медведев, А X Мирзаджанзаде, И Т Мищенко, Р X Муслимов, М М Мухаметшин, К Р Низамов, Г А Орлов, Г Н Позднышев, Н Р Рабинович, М К Рогачев, А Ш Сыртланов, М А Токарев, В П Тронов, В Г Уметбаев, Р А Фасхутдинов, 3 А Хабибуллин, А Я Хавкин, Р С Хисамов, Н И Хисамутдинов, Н М Шерстнев, О М Юсупов и др
В диссертационной работе предложен комплекс мероприятий, направленных на совершенствование физико-химических методов предупреждения образования этих отложений при эксплуатации скважин, повышение технической надежности конструкции скважин при помощи электрохимической защиты от коррозии и систем ППД за счет применения скважинных водоотделителей (СВО) для предварительного сброса попутно добываемой воды
Анализ промыслового материала особенностей эксплуатации скважин на поздних стадиях разработки месторождений показал, что ухудшение технологических показателей работы скважин и разработки месторождений связано с изменениями состава и физико-химических свойств продукции скважин Показано, что восстановление эффективных условий эксплуатации скважин возможно путем применения новых технологий и технических средств
Цель работы
Разработка и внедрение технологий повышения эффективности эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин на поздних стадиях разработки месторождений
Основные задачи исследований
1 Анализ условий эксплуатации скважин, оборудования систем сбора и подготовки продукции, применяемых технологий борьбы с осложнениями и повышение технологической эффективности изучаемых процессов
2 Лабораторные исследования и промысловые испытания новых технологий предотвращения образования различных видов отложений в скважинах
3 Совершенствование технологий электрохимической защиты от коррозии оборудования скважин
4 Разработка и опытно-промышленные испытания технологии подготовки попутно добываемых вод для реализации систем ППД на мелких месторождениях или периферийных участках крупных нефтяных месторождений
Методы исследований
Поставленные задачи решались с применением современных математических, гидродинамических методов исследования скважин, а также метода физико-химического анализа Для исследований и анализа применяли исходную информацию, полученную с помощью стандартных приборов, методов измерений и оценки погрешностей
Работа соответствует профилю и тематике научных исследований кафедры «Разработка и эксплуатация нефтегазовых месторождений» УГНТУ и выполнена в соответствии со следующими документами
- межвузовская научно-техническая программа «Технология добычи, транспорта и углубленной переработки нефти, газа и конденсата» (п т 467), приказ Минобразования РФ №865 от 03 04 1998г , указание №747-19 от 22 12 1997г ,
- межотраслевая научно-техническая программа «Научные исследования высшей школы по приоритетным направлениям науки и техники», подпрограмма (206) «Топливо и энергетика», раздел (206 03) «Перспективные наукоемкие технологии поиска, освоения, транспорта и переработки углеводородного сырья», приказ Минобразования РФ № 539 от 12 02 2001г,
- межотраслевая научно-техническая программа «Научные исследования высшей школы по приоритетным направлениям науки и техники», подпрограмма (206) «Топливо и энергетика», раздел (206 03) «Перспективные наукоемкие технологии поиска, освоения, транспорта и переработки углеводородного сырья», приказ Минобразования РФ № 475 от 11 02 2003г
Научная повизпа
1 Определены технологические факторы, способствующие интенсификации осложнений, предложены методы предупреждения осложнений с применением бронированного электрического кабеля, основанные
на дозированной подаче химических реагентов в выбранные интервалы ствола скважины
2 Обоснована методология совершенствования технологии и разработан способ электрохимической защиты скважинного оборудования, обеспечивающий снижение интенсивности коррозии, повышение эффективности процессов подъема жидкости в скважинах и технологий подготовки нефти и воды при разработке месторождений
3 Разработана технология применения СВО в системах 1111Д, обеспечивающая повышение эффективности эксплуатации скважин и разработки объектов
Основные защищаемые положения
- закономерности образования отложений и интенсификации процессов коррозии при эксплуатации высокообводненных скважин на поздних стадиях разработки нефтяных месторождений,
- способ электрохимической защиты скважинного оборудования при добыче высокообводненной продукции,
- технология применения СВО для реализации систем ППД на мелких месторождениях и периферийных участках крупных нефтяных месторождений с целью повышения эффективности разработки объекта Практическая ценность
1 Промысловые испытания разработанных технологий борьбы и предупреждения образования огложений солей и твердых углеводородов проведены на 55 скважинах Сергеевского, Алаторского, Манчаровского Менеузовского, Волковского месторождений и Юсуповской площади Арланского месторождения
2 Усовершенствованная конструкция электрического кабеля внедрена на 3 скважинах с установками ЭЦН Сергеевского месторождения В результате получено увеличение МРП работы скважин в 2,62 раза Экономическая эффективность разработанной технологии составила 2042 тыс рублей
3 Проведены промысловые испытания технологии ППД с применением СВО на участке Манчаровского месторождения В результате увеличена производительность окружающих добывающих скважин на 2,06 т/сут и компенсированы отборы жидкости закачкой воды в пласт Экономическая эффективность технологии составила 2950 тыс рублей
4 Разработаны и внедрены в производство
- СТП 03-160-2004 технологический регламент по применению методов защиты добывающих скважин от органических и неорганических отложений на месторождениях ОАО «АНК Башнефть», разрабатываемых ООО «НГДУ Уфанефть»,
- СТО 03-174-2005 технологический регламент по применению методов защиты добывающих скважин от органических и неорганических отложений на месторождениях ОАО «АНК Башнефть» (филиал «Башнефть - Уфа» Чекмагушевское УДНГ),
технологический регламент на эксплуатацию скважинного водоотделителя «СВО - Имянлекуль»
5 Суммарный экономический эффект по результатам внедрения новых технологий и технических средств получен в размере 4992 тысяч рублей
Апробация работы
Основные положения и результаты работы докладывались на конференциях -научно-практическая конференция ОАО «АНК Башнефть» «Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений Республики Башкортостан» (Ишимбай, 2002г ),
- вторая научно-практическая конференция «Техника и технологии добычи нефти - проблемы и пути их решения» (Нефтеюганск, 2003г),
- научно-практическая конференция «60 лет девонской нефти» (Октябрьский, 2004г),
- вторая международная практическая конференция «Механизированная добыча нефти» (Москва, 2004г),
на семинарах
- семинар ОАО «АНК Башнефть» «Повышение эффективности эксплуатации погружных электроцентробежных установок на поздней стадии разработки нефтяных месторождений» (Нефтекамск, 2003г ),
- второй научно-практический корпоративный семинар «Техника и технология добычи нефти, проблемы и пути их решения» (Нефтеюганск, 2003г ),
- школа-семинар главных инженеров ОАО «АНК Башнефть» в ООО «НГДУ Уфанефть» «Защита нефтепромысловых объектов от коррозии методом ЭХЗ» (У фа, 2004г ),
- школа-семинар специалистов ОАО «АНК Башнефть» в ООО «НГДУ Чекмагушнефтъ» (Дюртюли, 2005г ),
на заседаниях технических советов
- предприятий ОАО «АНК Башнефть»,
- кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» УГНТУ
Публикации
Содержание работы опубликовано в 10 научных трудах, из которых 3 помещены в изданиях, включенных в перечень ведущих рецензируемых научных журналов и изданий, выпускаемых в Российской Федерации в соответствии с требованиями ВАК Министерства образования и наук Российской Федерации Структура и объем работы
Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав, заключения, списка литературы, библиографических ссылок из 117 наименований Работа содержит 149 страниц машинописного текста, в том числе 46 рисунков, 30 таблиц
Содержание работы Во введении обосновывается актуальность темы диссертационной работы, поставлены цели и задачи исследований, описывается научная новизна и практическая ценность результатов проведенных исследований
В первой главе диссертационной работы приводятся сведения об основных коллекгорских характеристиках объектов разработки нефтяных месторождений, показателях работы скважин филиала «Башнефть - Уфа», составе и физико-химических свойствах пластовых флюидов, технологических жидкостей
Добыча нефти на большинстве нефтяных месторождений осуществляется с искусственным заводнением путем нагнетания в пласт воды Заводнение пластов является эффективным методом разработки месторождений, позволяющим при благоприятных геолого-физических условиях достигать высоких значений
коэффициентов извлечения нефти (КИН). Практически вес высокопродуктивные нефтяные месторождения, разрабатываемые филиалом ЛНК «Баш нефть» «Башнефть-Уфа» вступили в поздние стадии разработки, когда из-за высокой обводненности продукции процессы добычи нефти существенно осложняются коррозией оборудования, образованием обложений и вязких эмульсий.
В работе осложнения условно были разделены на две группы:
- связанные с естественными причинами (повышенная вязкость- нефти, содержание в нефти тяжелых углеводородов, сероводорода и т.д.);
- связанные с техногенным воздействием (заражение пласта сульфатвосста-навливаЕощими бактериями (СВБ), низкое качество подготовки сточных вод, попадание в систему ЛИД кислорода, смешение различных по химическому соешу иод и Т.д.).
На рисунке 1 показано распределение фонда добывающих скважин филиала ОАО «АНК Башнефть» «Башнефть-Уфа» по видам осложнении в процессе добычи нефти по состоянию на 01.01.2006 г.
Сергеевское и Кушкульскос месторождения вследствие многолетней закачки в продуктивные пласты пресных вод заражены СВБ. Такое же положение отмечается гго Юсуповской площади Арланекого месторождения, где содержание СВБ в добываемой жидкости изменяется от 1(Г до 109 кл,/см"\ Это вызвало появление биогенного сероводорода (до 0,06 ю:/м3) и резкое увеличение коррозионной активности добываемых и сточных вод (скорости коррозии достигают 5 н более мм/год). Этим можно объяснить образование сульфидов железа я системе добычи, сбора и подготовки нефти по этим объектам разработки. Пефти Лсмезинского, Болконского месторождений содержат сероводород естественного происхождения. На ряде месторождений причиной появления сульфидов железа является смешение вод различных горизонтов.
11,70%
£3 с отложениями АСП Ос отложениями неорганических солей В с проявлением вязких эмульсий В без осложнений
Рисунок 1 - Распределение фонда скважин филиала ОАО «АНК Башнефть» «Башнефть-Уфа» по видам осложнений
За счет обогащения попутно добываемых вод сульфат ионами в процессе ПГЩ эксплуатация Таймурзинекого месторождении осложнилась отложениями гипса, а из-
за содержания в нефти Кушкульекого месторождения до 2,4 % парафинов, 5 % асфальтенов и 28 % смол возникла проблема образования
а с фальтовосм о л о пар а фи нов ы х отложений (АСГЮ). Исследования состава сложных осадков из скважин месторождений «НГДУ Чекмагушнефтъ» и «Уфанефть» показали, что усредненный состав отложений выглядит следующим образом (% масс.): гипс — 25, карбонаты 14, сульфиды - 41, АСПО - 12 и нерастворимый осадок - 8.
В работе выполнены исследования успешности применения методов борьбы с осложнениями. Удаление ЛСПО в скважинах достигается путем очистки поверхности труб и оборудования механическими скребками, проведением тепловых и химических обработок. Из всего разнообразия способов одним из самых распространенных методов является применение органических растворителей АСПО (рисунок 2).
1} качестве ингибиторов АСПО ранее применялись СНПХ-7920. СШIX-7941, СНПХ-791Щ в последние годы используется Сонпар-5403, Удельный расход ингибиторов к 2005 году возрос в 1,7 раза, так как Сотшр-5403 обладает худшими нншбирутощими свойствами по сравнению с СШIX-7920.
Известен способ, заключающийся в технологии подъема нефти с забоя скважины путем применения штанговых муфт-пагшгателей жидкости. Данная технология подъема нефти создана с учетом многокомпонентно ста добываемой жидкости и предусматривает выравнивание индивидуальных скоростей составляющих се компонентов. Конструкция нагнетателей жидкости и их компоновка па колонне штанг показаны на рисунке 3.
ГОД ЕЯ
Рисунок 2 - Динамика применения химических реагентов за 2001 ...2005 гт,
по Уфимскому УДНГ Данная технология прошла испытания на различных месторождениях филиала. Из семи скважин, оборудованных нагнетателями жидкости, в пяти получен аффект в виде снижения интенсивности АСПО, В частности, об этом свидетельствуют: рост МРП ь 1,5 раза, увеличение МОП на 28%, снижение амплитудных нагрузок на колонну штанг.
Одним из наиболее сильно действующих осложнений, приводящих к снижению МРП, являются отложения неорганических солей. Эти отложения условно подразделяются на три основных вида: 1) гипсоуглеводородные;
2) гипсосульфидоуглеводородные,
3) карбонатосульфидоуглеводородные
Фонд скважин Уфимского и Чекмагушевского УДНГ, осложненных отложениями неорганических солей, сформирован по результатам определения состава отложений с поверхности ГНО Отложения 1-го вида преобладают на Таймурзинском, Манчаровском месторождениях и Юсуповской площади, а отложения 3-го вида - в скважинах Сергеевского месторождения
Образование сульфидов является следствием сложных геолого-химических изменений в пластах, добываемых водах и микробиологических процессов в ПЗП и скважинах На поздних стадиях разработки месторождений при закачке попутно-добываемых вод пласты обогащаются сульфатами и становятся экосистемой, благоприятной для роста и жизнедеятельности СВБ
Из большого разнообразия методов предотвращения отложений неорганических солей эффективными и технологичными являются способы с применением химических реагентов - ингибиторов отложений В АНК «Башнефть» применяется единая технология предупреждения образования отложений путем периодической задавки раствора ингибитора в ПЗП
а б
а - схема компоновки нагнетателей жидкости на колонне штанг ШСНУ, б - нагнетатель жидкости (1 - муфта, 2 - резьба насосных штанг ШН-22, 3 - шарик,
4 - седло, 5 - ниппель) Рисунок 3 - Штанговая насосная установка с нагнетателями жидкости
Серьезным видом осложнений при эксплуатации нагнетательных скважин является кольматация пород ПЗП механическими частицами, содержащимися в закачиваемой воде Для восстановления приемистости нагнетательных скважин существует ряд технологий, включающих соляно-кислотные обработки, повторную перфорацию, закачку в ПЗП растворителей, различные виды вибровоздействий и др
Значительная часть механических примесей, содержащихся в сточных водах и эмульсиях месторождений Западной Сибири (15 25 %) и Урало-Поволжья (45 65 %), относится к магнитным соединениям, что предопределяет целесообразность исследования возможности их коагуляции в магнитном поле Для предупреждения этих
осложнений нами предложен специальный фильтр, функционирующий на принципе магнитной коагуляции Разработаны алгоритм и программа расчета параметров магнитного поля, позволяющие вычислять напряженность, градиент напряженности и силу в любой точке пространства внутри проектируемого устройства и определять траекторию движения взвешенных частиц в жидкости
На основе результатов расчетов было спроектировано устройство для коагуляции ферромагнитных частиц механических примесей, содержащихся в сточной воде (пат РФ № 32485) В 2003 г устройство было смонтировано и пущено в эксплуатацию на Бузовьязовском месторождении Параметры водовода диаметр трубы - 159 мм, толщина стенки - 6,5 мм, средний расход жидкости - 350 м3/сут Устройство было установлено перед системой фильтров ДНС «Бузовьязы» В период эксплуатации устройства средний коэффициент фильтрации фильтров тонкой очистки увеличился от 0,28 до 0,34 г/м3, общее количество механических примесей в воде снизилось до 38 мг/л, в том числе сульфидов железа до 25 мг/л
Сульфид железа может поступать в ствол скважины и из ПЗП Закачиваемая в пласт вода насыщается сероводородом в процессе утилизации сточных вод Фильтруясь в пористой среде, вода может набрать некоторое количество сероводорода и образовать взвесь сульфида железа В процессе фильтрации состав отложений становится более сложным, включающим карбонаты Са, М§, Ва, песок, глину В настоящее время наиболее распространенным способом предотвращения отложений сульфата и карбоната кальция является обработка ПЗП ингибиторами Используется медный комплекс нигрилотримегалфосфоновой кислоты (НТФ), в частности его тринатриевая соль Однако указанное соединение неэффективно для предупреждения отложения солей, содержащих сульфид железа Наряду с НТФ значительное промышленное применение получили ингибиторы на основе оксиэталендендифосфоновой кислоты Реагент высокоэффективен для предупреждения сульфатных и карбонатных отложений, но также не ингибирует сульфид железа и не является поглотителем сероводорода Для предотвращения образования отложений минеральных солей, а также сульфида железа, который образуется в результате взаимодействия ионов железа с сероводородом, был разработан состав, содержащий ингибитор солеотложения на основе органических фосфатов и нитратов аммония (пат РФ № 2233376) Водный раствор ингибитора при концентрации 17 35 % используют как нейтрализатор сероводорода В качестве фосфорсодержащего реагента применялись НТФ, ОЭДФ, Инкредол, СНПХ-5312, а в качестве водных растворов нитратов - нитраты натрия (Ъ1аЖ)з), калия (КЖ)3), аммония (ЫЩ^ГОз)
В результате проведенных лабораторных испытаний показано, что предложенные ингибирующие растворы обладают высоким защитным эффектом по предотвращению отложения солей и обеспечивают полную нейтрализацию сероводорода Промысловые испытания на 5 скважинах Уфимского УДНГ показали, что продолжительность МОП увеличилась с 210 до 500 суток, при этом наблюдали рост дебитов скважин по нефти и жидкости в среднем на 14 %
Обводнение добываемой продукции сильно осложняет работу скважин Смешение в скважине нефти с водой приводит к эмульгированию жидкостей и образованию стойких высоковязких эмульсий (1,0 2,0 Пас) Основным направлением борьбы с образованием высоковязкой эмульсии в насосах и колонне НКТ является использование методов внутрискважинной деэмульсации, которая
достигается вводом деэмульгатора на прием насоса В большинстве случаев реагент доставляется к насосу с устья скважины через межтрубное пространство при помощи дозирующих насосов или путем периодической ручной заливки В наших экспериментах подача деэмульгатора марки СНПХ-4410 в скважины осуществлялась дозаторной установкой типа УДС без изменения режима работы ШСНУ С началом дозированной подачи реагента в скв 3178 Менеузовского месторождения амплитудные нагрузки на колонну штанг снизились на 56,3 % В результате улучшилась работа клапанов насоса, в 1,48 раза снизились знакопеременные деформации нгганг, увеличился коэффициент подачи насоса Динамическая вязкость, отбираемой с выкидной линии скважины жидкости снизилась до 120 мПа с
Аналогичным образом проводили дозировку в состав продукции скважин ингибиторов коррозии Ввод ингибитора коррозии Викор-1А из расчета 30 г/м3 производился с устья скважины по схеме межтрубное пространство - насос - колонна НКТ - выкидная линия Защитный эффект технологии составил 42 .56 % Технология защиты от коррозии трубопроводов с применением УДС обеспечила эффект на уровне 92 % Объяснением этого может быть то, что во втором случае в процессе подачи углеводородрастворимого ингибитора исключался расход реагента на насыщение столба нефти в затрубном пространстве и его адсорбцию на поверхности труб В скважинах с ингибиторной защитой, несмотря на определенные недостатки способа, получен положительный эффект в 1,95 раза снизилось количество текущих ремонтов, в 2,42 раза сократилась периодичность случаев образования сквозной коррозии НКТ
Во второй главе диссертационной работы рассмотрены вопросы повышения технической надежности эксплуатации нефтепромыслового оборудования за счет применения технологий электрохимической защиты С ростом обводненности добываемой продукции, содержания сероводорода и СВБ на поверхности оборудования скважин происходит образование отложений солей сложного состава Развиваются процессы коррозии, что приводит к преждевременным отказам и снижению МРП работы скважин Особенно резко снижается МРП в скважинах, оборудованных УЭЦН
На поздних стадиях разработки месторождений увеличивается число ремонтов скважин по причинам коррозии корпуса погружного электродвигателя (ПЭД) и засорения рабочих органов насоса мехпримесями. Ремонты по причине засорения насосов составляют 36 70 % от общего количества При этом наиболее часто встречаются отложения, с преимущественным содержанием сульфидов железа Доля этих осложнений составила в 2001 г - 46 %, в 2002 г - 44 %, в 2003 г - 52 %
Коррозионное разрушение скважинного оборудования обусловлено, помимо агрессивности пластовых вод, присутствием микроорганизмов Наибольшей коррозионной активностью обладают две группы бактерий - железобактерии и бактерии, участвующие в преобразовании серы - тионовые и СВБ Под слоем образованных бактериями отложений создаются благоприятные условия для протекания коррозионных процессов На металлической поверхности появляются коррозионные отложения в виде темной корки и рыхлых бугорков Они состоят из сульфидов, карбонатов и гидратов оксида железа, включая многочисленные колонии СВБ Сульфид железа по отношению к железу и стали, является эффективным катодом, т е обладает большим положительным потенциалом, чем сталь Разница в потенциалах может достигать величины 0,2 0,4 В Это приводит к образованию глубоких точечных поражений в виде питтингов, скорость образования которых
растет во времени При эксплуатации УЭЦН в 7 9 % случаев имела место сквозная коррозия корпусов ПЭД и насоса В целом выход из строя в результате коррозии установок ЭЦН в 2000 2001 гг составил соответственно 21 и 28 % от всех видов осложнений
Наряду с оборудованием скважин коррозии подвергается сеть трубопроводов, связывающая между собой установки системы сбора, подготовки нефти и воды, а также ППД Действующий парк трубопроводов 25 нефтяных месторождений по Уфимскому УДНГ составляет более 1,5 тыс км, протяженность некоторых из них достигает более 60 км Внутрипромысловые трубопроводные системы обычно строятся из труб, изготовленных из металла обыкновенного качества - углеродистых сталей Многие участки трубопроводов выводятся из эксплуатации и заменяются через 1 3 года из-за высокой аварийности Большинство наружных коррозионных разрушений труб вызывается электрохимической коррозией, среди них наиболее часто встречаются нарушения в результате подземной коррозии, вызываемой действием растворов солей, содержащихся в грунтах и почвах, и элекгрокоррозии -под влиянием внешних источников тока, блуждающих токов
Источником блуждающих токов являются линии электропередач, электрифицированные железные дороги и подземные коммуникации, имеющие электрохимическую защиту Величина тока утечки с подземного сооружения зависит от многих факторов, основным их которых является удельное сопротивление грунта По результатам исследований условий эксплуатации промысловых трубопроводов Уфимского УДНГ было установлено, что они проложены в высоко и среднеагрессивных грунтах, удельное электрическое сопротивление которых находится в пределах 15 25 Ом м
Продлить срок службы оборудования можно различными способами
- воздействием на окружающую среду с целью снижения ее агрессивности,
- воздействием на металл с целью повышения его коррозионной устойчивости,
- изоляцией поверхности металлических изделий от агрессивной среды,
- поддержанием энергетического состояния металла, при котором его окисление невозможно или сильно заторможено
Сущность электрохимической защиты заключается в том, что на металлической поверхности вместо обычной анодной реакции (растворения металла) происходит катодный процесс Это достигается подключением защищаемого объекта к дополнительному электроду, на котором идет анодная реакция
Для сооружения электрохимической защиты (ЭХЗ) промысловых трубопроводов от коррозии в Уфимском УДНГ с 1987 года начали применять средства и установки катодной, электродренажной защиты На рисунке 4 показана динамика внедрения системы ЭХЗ трубопроводов Катодной поляризации подвергаются выкидные линии скважин, проходящие в непосредственной близости от защищенных коммуникаций, путем монтажа элекгроперемычек и диодно-резисторных блоков (БДР)
На сборном нефтепроводе АГЗУ - 206 - НСП "Алаторка" протяженностью 27 км, проходящего в 1 км от железной дороги, происходили частые отказы из-за влияния блуждающих токов После установки одной СДЗ и трех СКЗ по всей трассе нефтепровода отказы прекратились На начало 2007 г было защищено около 625 км трубопроводов действующего парка посредством 41 СКЗ на нефтепроводах, 16 СКЗ на газопроводах, 1 СКЗ на водоводах и 5 СДЗ в местах переходов трубопроводов через Куйбышевскую железную дорогу В результате снизилось количество отказов трубопроводов,
обеспечена надежная эксплуатация коммуникаций с соблюдением правил промышленной безопасности и охраны окружающей среды.
Анализ успешности ремонтов скважин с УЭЦН показал, что химический метод ингибиторчой защиты не обеспечивает защиту ПЭД, В связи с этим были предложены и испытаны методы борьбы е коррозией скважи иного оборудования, основанный на использовании:
— ПЭД с антикоррозионным покрытием;
— скважинных м а г ни ево-ци н ковых протекторов;
— СКЗ с четырехжильным кабелем для защиты скважинного оборудования.
П практике защит промысловых сооружений от коррозия не юватиы случаи использования катодной защиты для подземного оборудования скважин, за исключением обсадных колош, В 2000 >'■ но нашим рекомендациям на Сергеевском месторождении были подключены две СКЗ к обсадным колоннам ска. 376 и 1046. Для защита от коррозии к корпусу УЭЦН5-50-1700 на глубине 1765 м подключили четвертую жилу плоского бронированного кабеля с медными жилами и полиэтиленовой изоляцией. Как показали результат испытаний, уравнивание разности потенциалов происходило при подключении СКЗ к двум точкам: к обсадной колонне и корпусу УЭЦН. При этом оптимальный ток защиты для данной скважины бвд равен 30 А.
Подключение кабеля к обсадной колонне и дополнительного кабеля с отрицательным зарядом (четвертая жила) К корпусу ЭЦП позволило уравнять защитный потенциал от поверхности обсадной колонны скважины до ЭЦН на расстоянии 1765 м. Применение нового способа подключения СКЗ (пат. РФ № 2215062) обеспечило защиту не только обсадной колонны, по и скважишюго оборудования, в том числе УЭЦН. В результате на этих скважинах МРП установок ЭЦН возрос а среднем в 4 раза - до 868 суток. При этом на поверхности скважинного оборудования не было обнаружено следов коррозии, а отложения солей в насосе были незначительными (рисунок 5).
Й5 60
Рисунок. Л - Динамика развития системы электрохимической защита трубопроводов в НГДУ «Уфанефгъ»
□ доыюдрсиия GtlOCJlfi HHWípcWHü
líKfi }ib 1523
номера скважин
Рисунок 5 - Изменение содержания сульфидов железа до и после внедрения ЭХЗ
Б процессе применения ЭХЗ в слое протекающей жидкости между корпусом ПЭД, ЭТЩ и обсадкой колонной происходит изменение электромагнитного ноля, через которое проходит добываемая жидкость - нефтеиодяная смесь. Известно, что обработка нефтяной эмульсии в электрическом поле один из наиболее эффективных способов дсэмульсадии. В состоянии равновесия эмульсия элекгро н е йчр ги I ы! а. Заряды, имеющиеся па поверхности капель воды, препятствуют слиянию этих капель, так как одноименно заряженные капли отталкиваются. Под действием приложенного ноля между глобулами воды образуются дополнительные электрические поля и возникают силы, способные преодолеть сопротивление стабилизированных эмульгаторами поверхностных слоев частиц дисперсной фазы эмульсии.
Под действием сил электромагнитного поля форма капель постоянно меняется, капли воды испытывают непрерывную деформацию, что способствует разрушению оболочек на каплях воды и их слиянию. Это подтверждается результатами исследования эмульсий скв.1046 Сергеевского месторождения, где определяли кинетику отстоя воды при работающей и отключенной системе ЭХЗ. Скв,1046 эксплуатирует пласт Д) и оборудована установкой ЭЦ115-3 0-1600, дебит по жидкости составлял 24,5 м3/сут при обводненности продукции 83%. Из таблицы 1 видно, что без ЭХЗ разделение эмульсии не происходило. В исследуемой пробе скважинной продукции, отобранной при работающей ЭХЗ, происходило быстрое гравитационное разделение воды н нефти.
Таблица 1 - Кинетика отстоя эмульсии скважины 1046 Сергеевского
Состояние системы ЭХЗ Выделившаяся вода при гравитационном отстое, % в течение
15 мин 30 мин 45 мня 60 мин 75 мин 90 мин 105 мин
Работает 89 91 91 91 91 91 92
Отключена 0 0 0 0 0 0 0
Разделение «оды и нефти после ЭХЗ положительно сказалось на разрушении нефтяной эмульсии в системе сбора продукции при добавлении к жидкости деэмульгатора. Пробы эмульсий скв, 1046, отобранные при работающей и отключенной системе ЭХЗ были проверены на кинетику отстоя с дозировкой деэмульгатора СНПХ-4315 (50 г/т) и без нее. Результаты исследований показали, что использование ЭХЗ приводит к увеличению скорости разделения фаз эмульсии.
В третьей главе приводятся результаты исследований по совершенствованию техники и технологии дозированной подачи химических реагентов в скважину Применяемые в настоящее время системы и средства дозировки химических реагентов имеют ряд принципиальных недостатков
- при подаче реагента через межтрубное пространство - наличие газовой зоны до динамического уровня, отличие плотности жидкости в затрубном пространстве и плотности химического реагента, потеря реагента за счет растворения э нефти, инактивация реагента на поверхности НКТ и обсадной колонны и др ,
- при установке глубинных дозаторов с контейнером - хвостовиком - засорение калиброванных отверстий, ограниченность объема контейнера, необходимость в проведении спуско-подъемных операций для заполнения контейнера
В этой связи нами предложен способ химической защиты скважинного оборудования от коррозии, образования отложений и СВБ (пат РФ № 2260677), представляющий собой специальное погружное кабельное устройство (СПКУ) Новизна способа заключается в разработке
- конструкции электрического кабеля УЭЦН с капиллярным каналом для подачи химических реагентов на прием насоса,
- конструкции трехкапиллярной бронированной трубки для подачи химических реагентов на прием скважинных штанговых насосов (ШСН),
- технической документации на производство оборудования,
- руководящего документа на технологию предупреждения и борьбы с осложнениями путем дозирования химических реагентов на прием УЭЦН и УШСН по капиллярному каналу
На рисунке 6 приведена схема осуществления технологии дозирования химических реагентов Дозирующее устройство типа УДЭ с насосом-дозатором и емкостью с химреагентом устанавливается на расстоянии не менее трех метров от устья скважины, вблизи станции управления УЭЦН таким образом, чтобы не создавать помехи проведению технологических операций на скважине Силовой кабель электродвигателя дозировочного насоса подключается к станции управления УЭЦН через индивидуальный разъем и надежно заземляется Схема пуска и остановки дозировочного насоса обеспечивает синхронную остановку и его запуск совместно с погружным электродвигателем УЭЦН Это гарантирует дозирование химического реагента только при работе скважинного насоса
Предложенная технология обеспечивает эффективную дозировку химического реагента непосредственно в требуемую точку ствола скважины и позволяет оперативно изменять дозировку и марку реагента Для проведения аналогичных работ в скважинах со штанговыми насосами разработаны кабель СПК-003 с тремя полыми трубками в единой бронированной оболочке, позволяющий подавать различные химические реагенты в заданные точки скважины, одножильная капиллярная трубка, представляющая собой полую пластиковую трубку с металлической оплеткой из стальной оцинкованной проволоки
1-емкость с химреагентом; 2-пасо с-дозатор: 3-манометр; 4-регулировочный клапан: 5-клеммная коробка; 6- линия обвязки (стальная или медная трубка); 7-колонна НКТ; 8-обсадная колонна; У-установка ЭДН; 10-сосдинительный ниппель; 11-капиллярная трубка; 12 - груз - форсунка; 13-продуктивный пласт; 14 - специальный погружной кабель с капиллярной трубкой Рисунок 6 - Общая схема размещения оборудования по дозированию реагентов
Динамика применения химических реагентов с использованием СПКУ за 2001, ,,2005 гг. по Уфимскому УДНГ показала, что применение ингибиторов ACTIO за эти годы возросло в 2,1 раза (по состоянию на 01.01.2006 г.).
Таблица 2 - Иигибиторная защита скважин от АСПО на месторождениях Уфимского УДИТ___
Местор ождение И 1 а 2 °„ Я а* о 8 в О Охват обработками, ска. Способ подачи ингибитора
: Глубинный дозатор « ^ £ я и 5 ^ Э S & а if м И СПКУ Марка реагента
Сергеевское 17 9 5 - 4 С1ШХ-7941 Соипар-5403 ПАГ1-2В ПАП-27а
Кушкульское 53 33 - 22 U
Волковское 2 2 2
Всего по Уфимскому УДНГ 103 66 18 27 21
Из таблицы 2 видно, что более половины осложненного АСПО фонда скважин приходится на Кушкульское месторождение. Поэтому на скважинах этого месторождения были проведены испытания СПКУ. Получена высокая эффективность предупреждения образования отложений АСП, Результаты этих работ приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Технологическая эффективность внедрения СПКУ на скважинах
Наименование показателя До внедрения С внедрением
Объем внедрения СПКУ, скв - 21
Тепловые обработки, (обр /скв год) 1,42 0,37
Обработка растворителями, (обр /скв год) 0,82 0,18
МРП, сут 257 453
МОП, сут 280 443.
Приведенные результаты позволяют сделать вывод о том, что промышленное внедрение СПКУ с целью ингибиторной защиты скважин, обеспечило снижение кратности тепловых обработок в 3,84 раза, растворителями в 4,5 раза, увеличение МРП и МОП на 35 40%
Применение СПКУ в качестве средства доставки химических реагентов в нужную точку ствола скважипы нашло применение и при проведении профилактических мероприятий по борьбе с коррозией, образованием высоко- вязких водонефтяных эмульсий и образованием комплексных осадков сульфидов железа
Анализ работы скважин показал, что с началом использования СПКУ, произошло снижение коррозионной активности попутно-добываемой воды в 1,7 2,1 раза Практически была решена проблема интенсивной коррозии и выхода из строя ПЭД МРП скважин с ингибиторной защитой увеличился до значений средних показателей по УДНГ (таблица 4) Появилась возможность обеспечения оптимального расхода ингибитора коррозии в пределах 25 30 г/т в добываемой жидкости, что в 2 раза ниже по сравнению с дозировкои, осуществляемой с устья скважины через межтрубное пространство
Таблица 4 - Результаты внедрения СПКУ на скважинах осложненного фонда
Количество скважин, оборудованных СПКУ Вид осложнений Марка реагента Удельный расход реагента, г/т МРП средний, сут
до после ДО после
16 Коррозия Викор 1-А 46,4 27,2 462,5 741,5
18 АСПО Сонпар-5403 ПАП-28 316,8 198,6 178,2 435,8
9 Эмульсия Рекод - 758 131,3 57,4 264,8 497,8
12 Сульфиды Соляная кислота Периодическая промывка 169,0 589,0
Использование СПКУ для внутрискважинной деэмульсации продукции осуществлялось с применением водорастворимых деэмульгаторов В условиях месторождений Уфимского и Чекмагушевского УДНГ наибольший эффект наблюдался при дозировке реагента Рекод -758 из расчета 50 г на 1 т добываемой нефти По состоянию на 01 01 2006 года в Уфимском УДНГ методом глубинной дозировки реагента через СПКУ оснащены 11 скважин, осложненных образованием в скважине стойкой и высоковязкой эмульсии Из них 5 скважин эксплуатируются установками ШСН С началом внедрения СПКУ для подачи деэмульгаторов на прием насосов амплитудные нагрузки на колонну штанг снизились на 14 %, на 10 % повысился коэффициент подачи установок, а МРП скважин вырос в 2 раза
В скважинах, оборудованных УЭЦН, за счет снижения вязкости добываемой жидкости и уменьшения гидравлического сопротивления в рабочих колесах повысилась производительность насосов, а МРП достиг среднего значения по
филиалу компании Исключили«, порывы диафрагмы гидрозащиты, прогар узла токовода, пробой изоляции электродвигателя
В четвертой главе диссертационной работы приведены результаты исследований по применению скважинных водоотделителей (СВО) для предварительного сброса попутнодобываемой воды В начале 90-х годов XX века специалисты НГДУ «Чекмагушнефтъ» предложили схему сброса попутно добываемых пластовых вод в непосредствешюй близости от места добычи с последующей утилизацией для ППД Разработанная установка получила название трубный водоотделитель (ТВО) ТВО стали строиться на сборных трубопроводах
В настоящее время ТВО успешно эксплуатируются повсеместно на нефтепромыслах АНК «Башнефть» и ряде других нефтедобывающих регионов В Чекмагушевском УДНГ имеются 16 ТВО, через которые сбрасывается в систему ППД до 73% всей попутнодобываемой воды Производительность установок по сбрасываемой воде, характеристика которых приведена в таблице 5, изменяется от 500 до 5000 м3/сут
Таблица 5 - Характеристика ТВО, эксплуатируемых Чекмагушевским УДНГ
Наименование ТВО Диаметр трубы, мм /Длина нитки, м Угол наклона ТВО, град Рабочее давление, МПа Количество поступающей жидкости, м3/сут Количество поступающей нефти, м3/сут Количество поступающей воды, м3/сут Количество реализуемой воды, м3/сут
Кр -Буляк 1420/100 6 1,20 5050 160 4890 3350
Манчар 1420/100 4,6 0,35 8200 1680 6520 5500
Яркеево 1420/100 4,6 0,2 4800 132 4668 4300
При БКНС-18 1420/100 4,6 0,85 6660 300 6360 5150
Грем-Ключ 1420/100 7 0,15 3350 136 3214 3000
Юлдуз 1420/100 6 0,3 7600 790 6810 4100
При КНС-6 1420/100 7 0,9 8200 480 7720 4650
Чермасан 1420/14 4,6 0,3 350 65 285 120
Карача-Елга 1420/80 4,6 0,25 2150 350 1800 1750
Саитово 1420/34 4,6 1,9 520 87 433 240
Салпар 1420/90 6 0,2 4450 715 3735 3400
Андреевка 1420/80 4,6 0,26 3200 250 2950 2800
Менеуз 1420/80 4,6 1,43,1 5950 370 5580 5200
Кушуль 1420/85 4,6 0,3 2260 150 2210 2070
Тамьян 1420/103 4,6 0,3 7000 620 6380 6000
Куваш 1420/90 4,6 1,5 3060 250 2810 2200
Преимущества применения ТВО по сравнению с подготовкой нефти и воды на УПС сводятся к следующему
1 простота конструкции, отсутствие приборов контроля и сигнализации, регулирования, предохранительной арматуры, безопасность эксплуатации,
2 возможность обеспечить более высокую степень очистки воды от нефти, чем на традиционных источниках,
3 уменьшение трудовых и материальных затрат на сооружение ТВО по сравнению с УПС,
4 отсутствие обслуживающего персонала
В то же время использование ТВО не обеспечивает создание очагового заводнения на небольших площадях или участках, не охваченных системой ДШД В таких случаях строительство ТВО на отдельном участке месторождения экономически нецелесообразно
Для решения этой задачи нами разработано специальное устройство -скважинный водоотделитель (СВО), (пат РФ № 2291292) Оборудование СВО размещается в скважинах, которые по тем или иным причинам не эксплуатируются (нерентабельные, ожидающие ликвидации, находящиеся в консервации и т п ) Для создания очагов заводнения было предложено использовать эти скважины для попутного сброса воды с помощью разработанной установки, действующей в режиме саморегулирования В основе действия СВО лежит гравитационный метод разделения водонефтяной эмульсии Подготовительные работы в скважинах предусматривают отключение интервалов перфорации и спуск двухрядного лифта Первый ряд труб большого диаметра (89 102 мм) на глубину 10 15 м, второй ряд - меньше! о диаметра (48 60 мм) на глубину 500 м и более
Процесс отделения воды происходит в следующем порядке (рисунок 7) Продукция скважин из системы сбора по приемной трубе поступает в сепарационную камеру (пространство между эксплуатационной колонной и лифтовой трубой) Газ и нефть с остаточным содержанием воды через кольцевое пространство и выкидной трубопровод возвращаются обратно в систему сбора Осажденная вода через лифт меньшего диаметра направляется в нагнетательную скважину Взвешенные частицы, находящиеся в попутнодобываемой воде, осаждаются в зумпфе Предложено два варианта подачи воды в нагнетательную скважину Один с использованием шурфа-колодца, когда вода из СВО подается на прием высоконапорного УЭЦН, спущенного в специально пробуренный шурф, откуда далее поступает в нагнетательную скважину И другой, с использованием электроцентробежной, вертикальной, насосной установки (УЭНЦВ)
Внедрение СВО начато в апреле 2006 г на Имянлекулевской площади Манчаровского месторождения На первом этапе проводили исследования по определению времени накопления слоя нефти в СВО через уровень гидрофобного слоя (ГФС) В результате контроля уровня ГФС в течение всего времени эксплуатации установки были определены оптимальные параметры режима работы СВО Первоначально объем поступающей в СВО нефтегазоводяной смеси составлял 511 м3/сут с обводненностью около 77 % В систему ППД закачивалось 60 м3/сут воды С момента пуска СВО нефтяной слой в интервале 0 50 м образовывался в течение 15 25 мин Дальнейшее накопление нефти в СВО проходило более низкими темпами Водонефтяной контакт достигал глубины 300 м через 10 12 ч после начала работы СВО При этом содержание нефтепродуктов в закачиваемой воде не превышало 50 г/м3 Со снижением уровня ГФС ниже 500 м наблюдали увеличение количества нефти в закачиваемой воде до 125 150 г/м3 Для вывода установки на оптимальный режим работы изменяли объемы поступающей в СВО жидкости и отбираемой из СВО воды При этом проводили постоянный контроль толщины
нефтяного слоя и содержания нефтепродуктов в закачиваемой воде, В результате установили режим с объемами обрабатываемой и закачиваемой жидкости 233 и 72 щ/сут соответственно с высотой гидрофобного слоя в затрубном пространстве 108 м и содержанием в воде остаточной нефти до 10 г/м . Таким образом, применяемые мою дул контроля положения уровня ГФС, образующегося в СП о, позволили установить режим работы СВО и обеспечить требуемое качество закачиваемой в нефтяной пласт воды.
Рисунок 7 - Конструкция скважинного водзааяе.'штеля
Для снижения скорости погожа продукции скважин разработано дополнительное устройство - успокоитель потока (УИ), представляющий собой горизонтальную трубу расчетной длины, диаметром больше, чем сборный трубопровод, В верхней части УП соединен с выкидной линией скважины тремя отводами, через которые частично raí, нефть и иода направляются в систему сбора. Схема СВО с успокоителем потока приведена на рисунке 8.
С внедрением СВО произошло изменение состава и свойств НГВС. В частости, наблюдали резкое снижение содержания в воде нефти (до 500 г/т) и отсутствие газа. Установилась постоянная величина уровня ГФС.
Для выбора типоразмеров конструкции успокоителя разработана методика расчета, которая позволила определить требуемое время нахождения продукции скважин в успокоителе в соответствии с его геометрическими параметрами. Результаты этих исследований представлены на рисунке 9 и и таблице 6.
Опытно-промышленное внедрение Имянлекулевской установки позволило определить технологические параметры работы СВО, В зависимости от скорости отделения воды, установлен ее объем, подаваемый в линию ППД, в количестве 60 м3/еут. При этом содержание остачочных нефтепродуктов в объеме не превышает 10 мг/л, а наличие твердых взвешенных частиц, представленных в основном тонкодисперсной взвесью сульфида железа, колеблется в пределах 7.. Л 2 мг/л.
к т i ^d с
0 ]Й0 НИ) на: 403 ЗН -й(й
Рисунок 9 - Зависимость времени нахождении капли нефти в успокоителе от его производительности
Возобновление закачки в ски. 2490 повлияло на работу скважин 1348, 1346, 2489, 1343, На рисунке 10 показано, что в скв. 1348 произошло положительное изменение пластового давления. Об этом свидетельствует изменение положения динамического уровня жидкости в скважине.
Диаметр успокоителя, м Скорость капли VK, м/с Время нахождения Т, мин
0,250 0,07077 0.71
0,275 0,05849 0,В6
0,300 0,04915 1,02
0,325 0,04188 1,20
0,350 0,03611 1,39
0,375 0,03145 1,60
0,400 0,02765 1,81
0,425 0,02449 2,05
0,450 0,02184 2,30
0,475 0,01960 2.56
0,500 0,01769 2,84
Рисунок 10 - Влияние закачки на Имянлскуле в ской площади па динамический уровень скв. 1348
ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ
1 По результатам выполненной анализа текущего состояния разработки нефтяных месторождений есвсро -запада Башкортостана показано, что интенсификация осложнений, вызванных образованием высоко вязких водонефтяных смесей, отложением неорганических солей и твердых углеводородов, процессами коррозии екважинного и промыслового оборудования, происходит при переходе месторождений в поздние (3 и 4) стадии разработки. Результатом проявления перечисленных видов осложнений стало резкое уменьшение показателя МРГ1 работы скважин этих месторождений до 169...272 сут,
2 Выполнен анализ технологической эффективности применяемых методов борьбы с осложнениями при эксплуатации скважин. Показано, что в условиях высокой обводненности продукции применение только традиционных технологий дозирования химических реагентов не обеспечивает длительного улучшения показателей работы скважин и требует проведения дорогостоящих ремонтных работ.
3 Разработаны и внедрены в практику эксплуатации месторождений на поздних стадиях новые технологии и технические средства:
- технология катодной зашиты екважинного оборудования при эксплуатации насосных установок;
конструкция специального кабельного устройства, позволяющая проводить доставку химических реагентов в нужное место ствола в необходимых количествах без потерн реагентов на адсорбцию на металле и растворение в скважин пых жидкостях;
- технология реализации поддержания пластового давления на мелких или отдельных участках крупных месторождений при помощи скважинных отделителей воды;
технология магнитной обработки попутнодобываемых вод,
обеспечивающая предотвращение попадания сульфида железа в систему ППД и, как
следствие, повышающая МРП работы нагнетательных скважин
4 Внедрение технологии ЭХЗ на 3 скважинах Сергеевского месторождения, оборудованных установками ЭЦН, позволило получить технологический эффект в виде снижения интенсивности коррозии корпусов погружных электрических двигателей, образования отложении солей сульфидов железа, снижения вязкости водонефтяных смесей до 10 20 раз и увеличения МРП работы скважин
5 Разработана конструкция и технология предварительного сброса попутнодобываемых вод с применением установок СВО Для условий отдельных площадей и мелких месторождений предложена методика определения режимных параметров СВО с учетом состава и свойств продукции скважин Внедрение технологии предварительного сброса попутнодобываемых вод с применением установок СВО на участке Имянлекулевской площади Манчаровского месторождения позволило улучшить условия разработки запасов нефти и показателей работы скважин
6 В результате проведения промысловых испытаний технологий предварительного сброса попутнодобываемых вод с применением установки СВО и ЭХЗ достигнуты улучшения технологических показателей разработки в виде увеличения производительности окружающих скважин на 2,06 т/сут и компенсация отборов жидкости закачкой воды в пласт Экономическая эффективность внедрения СВО составила 2950 тыс рублей, а технологии ЭХЗ - 2042 тыс рублей (в ценах 2007г)
Основное содержание диссертационном работы опубликовано в следующих печатных трудах
1 Вахитов Т М, Хасанов Ф Ф, Гарифуллин И Ш, Акшенцев В Г, Вахитова В Г / Методы предупреждения коррозии скважинного оборудования в НГДУ «Уфанефть»//Нефтяное хозяйство -2004 -№1 - С 75-77
2 Пат 32485 Российская Федерация, МПК С02 Б 1/48 Устройство для коагуляции ферромагнитных частиц жидкости / Шайдаков В В, Хасанов Ф Ф, Емельянов АВ, Гарифуллин ИШ, Лаптев АБ, Заявл 05 05 2003, Опубл 20.09.2003, Бюл № 45
3 Пат 2291292 Российская Федерация, МПК Е218 43/38 Сепарационная установка / Хасанов Ф Ф , Шувалов А В , Крюков В А , Крюков А В , Муслимов М М , Заявл 20 06 2005, Опубл 10 01 2007, Бюл № 1 -4с
4 Пат 2233376 Российская Федерация, МПК Е 218 37/06 Способ предупреждения отложения минеральных солей и сульфида железа / Павлычев В Н, Прокшина Н В , Дорофеев С В , Габдуллин Р Ф , Сафонова Е А , Хасанов Ф Ф , Фасхутдинов РА, Сафонов ЕН, Беляев В А, Заявл 12 06 2003, Опубл 27 07 2004, Бюл № 23 -22с
5 Пат 2215062 Российская Федерация, МПК С23 Б 13/06 Способ катодной защиты спускаемого в скважину электроцентробежного насоса и устройство для его осуществления / Сафонов Е Н , Ахметгалиев Р 3 , Гарифуллин И Ф , Мухаметшин М М , Хасанов Ф Ф , Акшенцев В Г , Вахитов Г М , Вахитов М Ф , Хабибов О Н , Гарифуллин И Ш , Заявл 25 11 2002, Опубл 27 10 2003, Бюл № 30 -12с
6 Пат 2260677 Российская Федерация, МПК Е 218 41/02, 37/06 Способ химической защиты скважинного оборудования от коррозии, парафиноотложения, солеотложения и сульфатовосстанав-ливающих бактерии / Сафонов Е Н,
Гарифуллин И Ш, Акшенцев В Г , Хасанов Ф Ф , Васильев П К, Рогачев М К, Гарифуллин Ф С, Вахитов Т М , Баймухаметов М К , Валочков Н С , Заявл 17 05 2004, Опубл 20 09 2005, Бюл № 26 -7с
7 Гарифуллин И Ш , Хасанов Ф Ф , Гизатуллин И Р , Емельянов А В , Шайдаков В В / Повышение эффективности очистки промысловых жидкостей от механических примесей //Нефтяное хозяйство - 2004 -№4 - С 109-111
8 Хасанов Ф Ф , Гарифуллин И Ш , Ильясов А Р, Вахитов Т М / Применение нового способа катодной защиты на скважинах оборудованных УЭЦН, ООО « НГДУ Уфанефть» // Тез докл науч -практ конф , посвященной 60-летию девонской нефти, 22-23 авг 2004 г - Октябрьский, 2004 - С 65-67
9 Хасанов Ф Ф , Ишмурзин А А , Гарифуллин И Ш , Шайхулов А М / Результаты внедрения ускорителей потока в подъемной колонне при добыче нефти штанговыми насосами // Тез докл науч -практ конф, посвященной 70-летию башкирской нефти , 24-25 мая 2002г - Ишимбай, 2002 - С 24-25
10 Хасанов ФФ, Баймухаметов М.К, Ильясов АР, Хабибов ОН / Развитие электрохимической защиты нефтепромыслового оборудования в ООО «НГДУ Уфанефть» // Интервал - 2005 - № 7-8 - С 56
11 Гарифуллин Ф С , Дорофеев С В , Хасанов Ф Ф , Гарифуллин И Ш, Мардаганеев АМ, Баймухаметов МК / СТП 03-160-2004 Технологический регламент по применению методов защиты добывающих скважин от органических и неорганических отложений на месторождениях ОАО «АНК «Башнефть», разрабатываемых ООО «НГДУ Уфанефть» - Уфа ОАО «АНК Башнефть», 2004 - 37 с
12 Уметбаев В В, Гарифуллин Ф С, Дорофеев С В, Муринов К Ю, Арсланова Э М, Сахипова Р А, Шайдуллин Ф Д, Шайхулов А М, Хасанов Ф Ф , Ситдиков И Ф , Исланова ГШ/ СТО 03-174-2005 Технологический регламент по применению методов защиты добывающих скважин от органических и неорганических отложений на месторождениях ОАО «АНК «Башнефть» (филиал «Башнефть-Уфа», Чекмагушевское УДНГ) - Уфа ОАО «АНК «Башнефть», 2004 -34с
13 Гарифуллин Ф С , Шайхулов А М , Дорофеев С В , Хасанов Ф Ф , Шарафутдинов ИФ, Мухаметшин ДМ, Шайхулова НС / Технология восстановления приемистости нагнетательных скважин // Геология, разработка, эксплуатация и экология нефтяных месторождений Башкортостана и Западной Сибири сб науч тр - Уфа Геопроект, 2006 - Вып 118 - С 104-107
14 Хасанов Ф Ф, Исланова Г Ш, Зейгман Ю В / Сквжинные установки для предварительного сброса Попутно-добываемых вод // Нефтегазовое дело - Т 4 , №1 -С 91-94
15 Хасанов ФФ Методы контроля и выбора режима работы установки скважинного водоотделителя при эксплуатации нефтяных месторождений // Интервал Передовые нефтегазовые технологии - 2007 -№1(96)-С 18-20
Подписано в печать 02 10 07 Бумага офсетная Формат 60x80 1/16 Гарнитура «Тайме» Печать трафаретная Уел печ л 1 Тираж 90 Заказ 187 Типография Уфимского государственного нефтяного технического университета Адрес типографии 450062, Республика Башкортостан, г Уфа, ул Космонавтов, 1
Содержание диссертации, кандидата технических наук, Хасанов, Фаат Фатхлбаянович
Список сокращений.
ВВЕДЕНИЕ.
1. ВИДЫ ОСЛОЖНЕНИЙ И МЕТОДЫ БОРЬБЫ С НИМИ ПРИ
ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН.
1.1 .Характеристика осложнений.
1.2.Применяемые методы борьбы с АСПО.
1.2.1 Новая технология подъема НГВС с забоя скважины для снижения интенсивности отложении АСПО.
1.3.Методы удаления и предупреждения отложений неорганических солей.
1.3.1 Борьба с отложениями сульфидов в скважинах.
1.3.2 Удаление отложений солей из ПЗП нагнетательных скважин.
1.3.3 Очистка сточных вод от солей и мехпримесей.
1.3.4 Разработка и применение новой ингибирующей композиции
1.4.Предупреждение образования высоковязкой и стойкой эмульсии в скважине.
1.5 Анализ применения ингибиторов коррозии для защиты глубиннонасосного оборудования скважины.
2. ПОВЫШЕНИЕ ТЕХНИЧЕСКОЙ НАДЕЖНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЕПРОМЫСЛОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ ЗА СЧЕТ ПРИМЕНЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЙ ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКОЙ
ЗАЩИТЫ.;.
2.1.Механизм электрохимической защиты скважинного оборудования при добыче высокообводненной, агрессивной продукции.;.
2.2.Сущность методов и условия применения разработанных технологий электрохимической защиты оборудования от коррозии.
2.3.Результаты внедрения технологии электрохимической (катодной) защиты промысловых трубопроводов.
2.4.Результаты исследований по изучению влияния метода электрохимической (катодной) защиты оборудования на условия эксплуатации УЭЦН.
2.5.Влияние ЭХЗ на состояние нефтеводяной эмульсии.
3. СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНИКИ И ТЕХНОЛОГИИ
ДОЗИРОВАННОЙ ПОДАЧИ РЕАГЕНТОВ В СКВАЖИНУ.
3.1.Конструкция и характеристика специального погружного кабельного устройства (СПКУ).
3.2.Обустройство скважины с СПКУ и особенности технологии дозировки реагентов.
3.3.Использование СПКУ для предупреждения АСПО в скважине.
3.4.Использование СПКУ для ингибиторной защиты ГНО от коррозии.
3.5.Использование СПКУ для предупреждения образования высоковязкой эмульсии в скважине.
3.6.Борьба с образованием комплексных осадков с сульфидами железа
4. ПРИМЕНЕНИЕ СКВАЖИННЫХ ВОДООТДЕЛИТЕЛЕЙ (СВО) ДЛЯ ПРЕДВАРИТЕЛЬНОГО СБРОСА ПОПУТНО
ДОБЫВАЕМОЙ ВОДЫ.
4.1.Требования к воде, используемой в системе ППД.
4.2.0собенности подготовки воды на установках предварительного сброса (УПС).
4.3.Сброс попутно-добываемой воды через трубный водоотделитель.
4.4.Расчет скорости разделения водонефтяной эмульсии в трубе.
4.5.Скважинная установка для предварительного сброса попутно-добываемых вод.
4.6.Опыт внедрения скважинного водоотделителя на
Имянлекулевской площади Манчаровского месторождения.
4.7.Расчет параметров успокоителя потока СВО.
4.8.Результаты внедрения СВО на работу скважин.
Основные выводи и рекомендации.
Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Технология физико-химических методов борьбы с осложнениями при эксплуатации высокообводненных скважин"
Актуальность работы
Одной из актуальных проблем при разработке нефтяных месторождений является повышение эффективности применяемых систем разработки, включая эксплуатацию добывающих и нагнетательных скважин. Особую актуальность эта проблема приобретает в настоящее время в связи с вступлением большинства нефтяных месторождений страны, в том числе и месторождений Башкортостана, в поздние стадии разработки, характеризующиеся высокой обводненностью добываемой продукции. В настоящее время более 80% скважин филиала АНК «Башнефть» - «Башнефть-Уфа» эксплуатируются с обводненностью продукции 70.90%. В результате закачки в продуктивные пласты для поддержания пластового давления (ППД) огромных объемов пресной и сточной вод происходит выщелачивание породообразующих минералов продуктивных пластов, разрушение пород призабойной зоны пласта (ПЗП), интенсификация образования отложений неорганических солей, твердых углеводородов, процессов коррозии промыслового оборудования.
Современный уровень развития нефтедобывающей отрасли характеризуется разнообразием применяемых методов и технологий борьбы и предупреждения образования осложнений. Несмотря на это проблема борьбы и предупреждения осложнений продолжает оставаться актуальной для большинства нефтяных месторождений. Причинами этого является разнообразие геолого-физических условий процессов разработки и эксплуатации объектов. Поэтому повышение эффективности методов и технологий разработки месторождений требует постоянного совершенствования применяемых методов, реагентов и технологий их применения.
При эксплуатации скважин действие всех перечисленных факторов происходит одновременно. Результатом этого является преждевременный: выход из строя какого-либо элемента насосной установки, конструкции 7 скважины и ухудшение показателей «наработка на отказ», межремонтный период работы (МРП).
Значительный вклад в исследования различных аспектов проблемы по повышению эффективности эксплуатации скважин на поздних стадиях разработки нефтяных месторождений внесли следующие ученые и промысловые работники: И.Г.Абдуллин, И.М.Аметов, В.А.Амиян, Ю.В.Антипин, М.К.Баймухаметов, Ю.А.Балакиров, В.А.Блажевич, М.Д.Валеев, Ю.Г.Валишин, Ф.С.Гарифуллин, А.А.Гоник, А.Т.Горбунов, Э.М.Гутман, Р.Н.Дияшев, Ю.В.Зейгман, Г.З.Ибрагимов, Г.Ш.Исланова, Л.С.Каплан, В.Ф.Лесничий, Е.В.Лозин, П.Д.Ляпков, М.Р.Мавлютов, В.П.Максимов, В.Ф.Медведев, А.Х.Мирзаджанзаде, И.Т.Мищенко, Р.Х.Муслимов, М.М.Мухаметшин, К.Р.Низамов, Г.А.Орлов, Г.Н.Позднышев, Н.Р.Рабинович, М.К Рогачев, А.Ш.Сыртланов, М.А.Токарев, В.П.Тронов, В.Г.Уметбаев, Р.А.Фасхутдинов, З.А.Хабибуллин, А.Я.Хавкин, Р.С.Хисамов, Н.И.Хисамутдинов, Н.М.Шерстнев, О.М.Юсупов и др.
В рассматриваемой диссертационной работе предложен комплекс мероприятий, направленных на совершенствование физико-химических методов предупреждения и борьбы с образованием отложений неорганических солей, твердых углеводородов при эксплуатации скважин, повышение технической надежности конструкции скважин путем применения электрохимической защиты и применяемых систем ППД за счет использования скважинных водоотделителей (СВО) для предварительного сброса попутно добываемой воды.
Цель работы
Разработка и внедрение технологий повышения эффективности эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин на поздних стадиях разработки месторождений.
Основные задачи исследований
1. Анализ условий эксплуатации скважин, оборудования систем сбора и подготовки продукции, применяемых технологий борьбы с осложнениями и повышение технологической эффективности изучаемых процессов.
2. Лабораторные исследования и промысловые испытания новых технологий предотвращения образования различных видов отложений в скважинах.
3. Совершенствование технологий электрохимической защиты от коррозии оборудования скважин.
4. Разработка и опытно-промышленные испытания технологии подготовки попутнодобываемых вод для реализации систем ППД на мелких месторождениях или периферийных участках крупных нефтяных месторождений.
Методы исследований
Поставленные задачи решались с применением современных математических, гидродинамических методов исследования скважин, а также метода физико-химического анализа. Для исследований и анализа применяли исходную информацию, полученную с помощью стандартных приборов, методов измерений и оценки погрешностей.
Научная новизна
1. Определены технологические факторы, способствующие интенсификации осложнений, предложены методы предупреждения осложнений с применением бронированного электрического кабеля, основанные на дозированной подаче химических реагентов в выбранные интервалы ствола скважины.
2. Обоснована методология совершенствования технологии и разработан способ электрохимической защиты скважинного оборудования, обеспечивающий снижение интенсивности коррозии, повышение 9 эффективности процессов подъема жидкости в скважинах и технологий подготовки нефти и воды при разработке месторождений.
3. Разработана технология применения СВО в системах ППД, обеспечивающая повышение эффективности эксплуатации скважин и разработки объектов.
Основные защищаемые положения
-закономерности образования отложений и интенсификации процессов коррозии при эксплуатации высокообводненных скважин на поздних стадиях разработки нефтяных месторождений;
- способ электрохимической защиты скважинного оборудования при добыче высокообводненной продукции;
-технология применения СВО для реализации систем ППД на мелких месторождениях и периферийных участках крупных нефтяных месторождений с целью повышения эффективности разработки объекта.
Практическая ценность
1. Промысловые испытания разработанных технологий борьбы и предупреждения образования отложений солей и твердых углеводородов проведены на 55 скважинах Сергеевского, Алаторского, Манчаровского Менеузовского, Волковского месторождений и Юсуповской площади Арланского месторождения.
2. Усовершенствованная конструкция электрического кабеля внедрена на 3 скважинах с установками ЭЦН Сергеевского месторождения. В результате получено увеличение МРП работы скважин в 2,62 раза. Экономическая эффективность разработанной технологии составила 2042 тыс. рублей.
3. Проведены промысловые испытания технологии ППД с применением СВО на участке Манчаровского месторождения. В результате увеличена производительность окружающих добывающих скважин на 2,06 т/сут и
10 компенсированы отборы жидкости закачкой воды в пласт. Экономическая эффективность технологии составила 2950 тыс.рублей.
4. Разработаны и внедрены в производство:
-СТП 03-160-2004 технологический регламент по применению методов защиты добывающих скважин от органических и неорганических отложений на месторождениях ОАО «АНК «Башнефть», разрабатываемых ООО «НГДУ «Уфанефть»;
-СТО 03-174-2005 технологический регламент по применению методов защиты добывающих скважин от органических и неорганических отложений на месторождениях ОАО «АНК «Башнефть» ( филиал «Башнефть - Уфа» Чекмагушевское УДНГ);
-Технологический регламент на эксплуатацию скважинного водоотделителя «СВО-Имянлекуль».
5. Суммарный экономический эффект по результатам внедрения новых технологий и технических средств получен экономический эффект в размере 4992 тысяч рублей.
Апробация работы
Основные положения и результаты работы докладывались: на конференциях:
• научно-практическая конференция ОАО «АНК «Башнефть» «Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений Республики Башкортостан» (Ишимбай, 2002 г.);
• вторая научно-практическая конференция «Техника и технологии добычи нефти - проблемы и пути их решения» (Нефтеюганск, 2003 г.);
• научно-практическая конференция «60 лет девонской нефти» (Октябрьский, 2004 г.);
• вторая международная практическая конференция
Механизированная добыча нефти» (Москва, 2004 г.);
11 на семинарах:
• семинар ОАО «АНК «Башнефть» «Повышение эффективности эксплуатации погружных электроцентробежных установок на поздней стадии разработки нефтяных месторождений» (Нефтекамск, 2003 г.);
• второй научно-практический корпоративный семинар «Техника и технология добычи нефти, проблемы и пути их решения» (Нефтеюганск, 2003 г.);
• школа-семинар главных инженеров ОАО «АНК «Башнефть» в ООО «НГДУ «Уфанефть» «Защита нефтепромысловых объектов от коррозии методом ЭХЗ» (Уфа, 2004 г.);
• школа-семинар специалистов ОАО «АНК «Башнефть» в ООО «НГДУ «Чекмагушнефть» (Дюртюли, 2005 г.); на заседаниях технических советов: предприятий ОАО «АНК «Башнефть»; кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» УГНТУ.
Публикации
Основное содержание диссертационной работы опубликовано в 10 научных трудах, из которых 3 помещены в изданиях, включенных в перечень ведущих рецензируемых научных журналов и изданий, выпускаемых в Российской Федерации в соответствии с требованиями ВАК Министерства образования и наук Российской Федерации и 5 патентах. В опубликованных работах автору принадлежит постановка задач исследований, сбор и обобщение промысловых материалов, проведение расчетов технологических процессов и анализ полученных результатов.
Структура и объем работы
Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав, заключения, списка литературы. Работа содержит 149 страниц машинописного текста, 46 рисунков, 30 таблиц, 117 библиографических ссылок.
Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Хасанов, Фаат Фатхлбаянович
ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ
1. По результатам выполненного анализа текущего состояния разработки нефтяных месторождений в Чекмагушевском и Уфимском УДНГ показано, что интенсификация осложнений, вызванных образованием высоковязких водонефтяных смесей, отложением неорганических солей и твердых углеводородов, процессами коррозии скважинного и промыслового оборудования, происходит при переходе месторождений в поздние (3 и 4) стадии разработки. Результатом проявления перечисленных видов осложнений стало резкое уменьшение показателя МРП работы скважин этих месторождений до 169.272 суток.
2. Выполнен анализ технологической эффективности применяемых методов борьбы с осложнениями при эксплуатации скважин. Показано, что в условиях высокой обводненности продукции применение только традиционных технологий дозирования химических реагентов не обеспечивает длительного улучшения показателей работы скважин и требует проведения дорогостоящих ремонтных работ. С целью повышения эффективности разработки месторождений и эксплуатации скважин даны рекомендации по совершенствованию известных технологий и технических средств путем применения катодной защиты скважинного оборудования, специальной конструкции электрического кабеля, установок предварительного сброса попутнодобываемой воды и магнитных фильтров.
3. Разработаны и внедрены в практику эксплуатации месторождений на поздних стадиях новые технологии и технические средства:
- технология катодной защиты скважинного оборудования при эксплуатации электропогружных насосных установок;
- конструкция специального кабельного устройства, позволяющая проводить доставку химических реагентов в заданное место ствола скважины в необходимых количествах без потери на растворение в скважинных жидкостях и адсорбцию на поверхности металла;
- технология реализации поддержания пластового давления на отдельных участках или мелких месторождениях при помощи скважинных отделителей воды;
- технология магнитной обработки попутно добываемых вод, обеспечивающая предотвращение попадания сульфида железа в систему ППД и, как следствие, повышающая МРП работы нагнетательных скважин.
4. Внедрение технологии ЭХЗ на 3 скважинах Сергеевского месторождения, оборудованных установками ЭЦН позволило получить технологический эффект в виде снижения интенсивности коррозии корпусов погружных электрических двигателей, образования отложений солей сульфидов железа, снижения вязкости водонефтяных смесей до 10.20 раз и увеличения МРП работы скважин.
5. Разработана конструкция и технология предварительного сброса попутно добываемых вод с применением установок СВО. Для условий отдельных площадей и мелких месторождений предложена методика определения режимных параметров СВО с учетом состава и свойств продукции скважин. Внедрение технологии предварительного сброса попутно добываемых вод с применением установок СВО на участке Имянлекулевской площади Манчаровского месторождения позволило улучшить условия разработки запасов нефти и показателей работы скважин.
6. В результате проведения промысловых испытаний технологий предварительного сброса попутно добываемых вод с применением установки СВО и ЭХЗ достигнуто улучшение технологических показателей разработки в виде увеличения производительности окружающих скважин на 2,06 т/сут и компенсация отборов жидкости закачкой воды в пласт. Экономическая эффективность внедрения СВО составила 2950 тыс.рублей, а технологии ЭХЗ - 2042 тыс.рублей (в ценах 2007г.).
Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Хасанов, Фаат Фатхлбаянович, Уфа
1. Алексеев Г.А., Мухаметгалеев P.P. Изучение структуры образования эмульсий в глубинонасосных скважинах. // Вопросы добычи нефти на промыслах Башкирии: сб. науч. тр. Уфа.-1968. - С.75 -81.
2. Антипин Ю.В., Валеев М.Д., Сыртланов А.Ш. Предотвращение осложнений при добыче нефти. Уфа, Башкирское книжное издательство, 1987.- 168 с.
3. A.c. 1553663 СССР, МКИ Е21 В47/12 Способ прогнозирования солеотложения при добыче обводненной нефти из скважины / Ю.В.Антипин, М.Д. Валеев (СССР) №4451489/23-03; Бюл. №12.
4. Баймухаметов М.К., Доломатов М.Ю., Рогачев М.К. Разработка эффективных растворителей асфальто-смолопарафиновых отложений // Тез. докл. IV конгресс нефтегазопромышленников России . Уфа,2003.- С.78.
5. Баймухаметов М.К. Совершенствование технологий борьбы с АСПО в нефтепромысловых системах на поздней стадии разработки месторождений (на примере месторождений Республики Башкортостан): дисс. канд. техн.наук. -Уфа, 2005.- 165 с.
6. Баймухаметов К.С., Гайнуллин К.Х., Сыртланов А.Ш., Тимашев Э.М. Геологическое строение и разработка Арланского нефтяного месторождения. -Уфа: РЩ АНК «Башнефть», 1997. 368 с.
7. Бойко B.C. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений. -М.: Недра, 1990.-427 с.
8. Борьба с коррозией нефтепромыслового оборудования в условиях бактериального заражения / K.P. Низамов, Р.Н. Липович, Ф.А. Асфандияров, A.A. Гоник // Нефтяное хозяйство,- 1978,- № 4.-С.7-12.
9. Бурдынь Т.А., Закс Ю.Б. Химия нефти, газа и пластовых вод. -М.: Недра, 1978. С. 254-255.
10. Ю.Валеев М.Д., Ахмадеев Р.Х., Газетдинов М.Б. Оптимизация режимов откачки обводиившихся иефтей из скважин // Технология добычи нефти и бурения скважин: сб.науч. тр. / БашНИПИнефть. 1979. - Вып. 56. - С. 70-76.
11. И.Воды нефтяных и газовых месторождений СССР: Справочник / под ред. Л.М. Зорькина. М.: Недра, 1989. - 382 с.
12. Гарифуллин И.Ш. Эффективность примененная специального погружного устройства для предупреждения асфальтосмолопарафиновых отложений в скважинах// Нефтяное хозяйство. 2005.-№12. - С. 45-47.
13. Гарифуллин Ф.С. Повышение эффективности эксплуатации скважин, осложненных осадками сложного состава // Нефтяное хозяйство.- 2004.- №8.-С.99-101.
14. Гарифуллин Ф.С. Совершенствование методов предупреждения образования комплексных осадков с сульфидом железа при добыче нефти: дисс. .канд. техн. наук. Уфа, 1996. - С. 56-69.
15. Геолого-технологические особенности разработки нефтяных месторождений северо-запада Башкортостана / Хатмуллин Ф.Х., Назмиев И.М., Андреев В.Е. и др.- М.: ВНИИОЭНГ, 1999. 284 с.
16. Гилязев P.M. Роль ученых БашНИПИнефти в развитии нефтедобывающего комплекса Республики Башкортостан // Нефтяное хозяйство. 2002. №4.-С.12-18.
17. Гиматудинов Ш.К. Физика нефтяного и газового пласта. М.: Недра, 1971.-309 с.
18. Гиматудинов Ш.К. Справочная книга по добыче нефти.-М.: Недра, 1974.-703 с.
19. Гоник A.A. Природа аномально- высокой коррозии электропогружных насосов УЭЦН в эксплуатационных скважинах нефтяных месторождений на поздней стадии их разработки // Защита металлов. 1996. - том 32. - №6 -С.622-625.
20. Гриценко А.И., Клапчук О.В., Харченко Ю.А. Гидродинамика газожидкостных смесей в скважинах и трубопроводах. М.: Недра, 1994. - 238с.
21. Губанов Б.Ф., Тронов В.П. Разрушение нефтяных эмульсий в динамических условиях: сб. науч. тр. / ВНИИ.- 1968.- вып. LIV. С.266-270.
22. Добыча нефти: Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений / Под ред. Ш.К. Гиматудинова. -М.: Недра,1983. -455 с.
23. Донцов K.M. Разработка нефтяных месторождений. М.: Недра, 1977. -261с.
24. Ибрагимов Г.З., Фазлутдинов К.С., Хисамутдинов Н.И. Применение химических реагентов для интенсификации добычи нефти: Справочник. -М.: Недра, 1991.-384 с.
25. ЗО.Ибрагимов Г.М., Таваков M.K. Некоторые вопросы коррозии колонны НКТ в скважинах Димитровского месторождения // Нефтяное хозяйство.2001.- №7.- С.59-61.
26. ЗЬИсланова Г.Ш. Применение гелеобразующих композиций для повышения эффективности предотвращения отложения солей в скважинах: дисс. канд. техн. наук.- Уфа, 2001.- С. 152.
27. Каган Я.М. О физико-химических основах предупреждения образования смоло-парафиновых отложений с помощью полей, создаваемых электрическим током.-М.: Недра, 1965.-С. 170-182.
28. Каменщиков Ф.А. Тепловая депарафинизация скважин.- Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2005. С. 114-116
29. Каплан JI.C. Совершенствование технологии закачки воды в пласт // Нефтяное хозяйство. 2001. - №7. - С.49-50.
30. Каплан JI.C. Особенности эксплуатации обводнившихся скважин погружными центробежными насосами. М.: ВНИИОЭНГ, 1980.- 77 с.
31. Кащавцев В.Е., Гаттенбергер Ю.П., Люшин С.Ф. Предупреждение солеобразования при добыче нефти. М.: Недра, 1985. 215 с.
32. Коррозия трубопроводов в условиях выпадения осадков / К.Р.Низамов, З.Г. Мурзагильдин, Е.А.Арменский, A.A. Калимуллин // Нефтяное хозяйство.2002.-№4. С. 94-97.
33. Коршак A.A., Шаммазов A.M. Основы нефтегазового дела: Учебник для вузов. Уфа: ООО "ДизайнПолиграфСервис", 2001. -544 с.
34. Кузнецов М.В. Противокоррозионная защита трубопроводов и резервуаров.- М.: Недра, 1992.- 240 с.
35. Лаврушко П.Н., Муравьев И.М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин.- М.: Недра, 1964. 435 с.
36. Лепешкин A.B., Михайлин A.A. Гидравлические и пневматические системы: Учебник для студ. учреждений сред. проф. образования -М.: Изд. центр «Академия», 2005. 239 с.
37. Лутошкин Г.С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды: Учебник для вузов 3-е изд., стереотипное. Перепечатка со второго издания 1979 г,-М.: ООО ТИД «Альянс», 2005.-319 с.
38. Максимов В.П. Эксплуатация нефтяных месторождений в осложненных условиях. М.: Недра, 1976. 239 с.
39. Мальцев А.П., Ренев Д.Ю. Опыт внедрения оборудования для подачи реагентов в призабойную зону скважины // НТЖ «Нефтепромысловое дело». -М.: ВНИИОЭНГ, 2006.- №6.-С. 79-81.
40. Мархасин И.Л., Назаров В.Д., Козлова Т.И. Подготовка сточных вод для использования в системе ППД / /Физико-химия и разработка нефтяных месторождений: сб. науч. тр. / УНИ.- 1978. С. 141-147.
41. Медведев В.Ф. Сбор и подготовка неустойчивых эмульсии на промыслах. -М.: Недра, 1987,- 144 с.
42. Методы предупреждения коррозии скважинного оборудования в НГДУ «Уфанефть» / Т.М.Вахитов., Ф.Ф. Хасанов, И.Ш. Гарифуллин и др. // Нефтяное хозяйство. 2004. -№1. - С. 75-77.
43. Механические примеси в добываемой и транспортируемой продукции нефтяных и газовых месторождений / Шайдаков В.В., Малахов А.И., Емельянов A.B. и др. // Тез. докл. IV Конгресса нефтегазопромышленников России /Уфа: Изд-во УГНТУ, 2003. С.125-132.
44. Милинский В.М., Харламенко В.И., Лутфуллин А.Х. Зависимость расхода электроэнергии от коэффициента подачи глубинного насоса // НТЖ «Нефтепромысловое дело». М.: ВНИИОЭНГ, 1972,- №4,- С. 16-18.
45. Мифтахова Г.М. Мухамедзянов А.Х., Быковский H.A. Комплексная подготовка нефтепромысловых сточных вод, зараженныхсульфатвосстанавливающими бактериями // Защита от коррозии и охрана окружающей среды: экспресс-информ. / ВНИИОЭНГ. 1988. - №9. - С. 14-17.
46. Назаров В.Д., Гурвич JI.M., Русакович A.A. Водоснабжение в нефтедобыче: Учебное пособие.-Уфа: ООО «Виртуал», 2003. -508 с.
47. Новое в технологии предварительного сброса и очистки пластовых вод / В.А. Крюков, Д.М. Бриль, М.Д. Валеев и др.// Нефтяное хозяйство. 1996. -№2.- С. 56-58.
48. Назмиев И.М., Денисламов И.З., Исланова Г.Ш. Изучение гравитационного разделения жидкости высокообводненных многодебитных скважин. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений: сб. науч. тр. -Уфа: Изд-во УГНТУ, 1999. С. 144-150.
49. Новые ресурсосберегающие технологии применения химических реагентов в процессах добычи нефти /Е.Н.Сафонов, Ф.С.Гарифуллин, Н.С.Волчков и др. // Нефтяное хозяйство. 2004. - №8. - С.42-43.
50. Никитин Ю.М., Гришагин A.B. Разделение эмульсии в аппаратуре совместной подготовки нефти и воды // Нефтяной хозяйство. 1989. - №5. -С.54-56.
51. Образование осадков сульфида железа в скважинах и влияние их на отказы ЭЦН / Котов В.А., Гарифуллин И.Ш., Тукаев Ш.В.,Гоник A.A. и др. // Нефтяное хозяйство,- 2001. -№4 С. 58-62.5806 опыте эксплуатации дозировочных установок типа УДЭ / Петухов
52. B.В. и др.- Уфа: Изд-во научно-технической литературы «Монография», 2003.293 с.
53. Особенности коррозии и защиты нефтепромыслового оборудования и сероводородосодержащих средах / Мурзагильдин З.Г., Шайдуллин Ф.Д., Шайхаттаров Ф.Х. и др. // НТЖ «Нефтепромысловое дело». М.: ВНИИОЭНГ, 2002,- №5.- С.38-41.
54. C.Ф. Люшин, A.M. Ершов, Ф.А. Гарипов и др. Сб. науч. тр. БашНИПИнефть, Уфа, 1973.- Вып. XXXIV.-C.79 - 90.
55. Пат. № 32485(РФ) МГПС С02 F 1/48. Устройство для коагуляции ферромагнитных частиц жидкости / Шайдаков В.В., Хасанов Ф.Ф., Лаптев А.Б. и др.: опубл. 20.09.2003.
56. Пат № 229192(РФ) МПК Е218 43/38. Сепарационная установка / Хасанов Ф.Ф., Шувалов A.B., Крюков В.А. и др.: опубл. 10.01.2007.
57. Пат. № 2233376(РФ) МПК Е 218 37/06. Способ предупреждения отложения минеральных солей и сульфида железа / Павлычев В.Н., Прокшина Н.В., Хасанов Ф.Ф. и др.: опубл. 27.07.2004 .
58. Пат. № 2215062(РФ) МПК С23 F 13/06. Способ катодной защиты спускаемого в скважину электроцентробежного насоса и устройство для его осуществления / Гарифуллин И.Ф., Мухаметшин М.М., Хасанов Ф.Ф. и др.: опубл. 27.10.2003.
59. Пат. 2260677 (РФ) МПК Е 218 41/02, 37/06. Способ химической защиты скважинного оборудования от коррозии, парафиноотложения, солеотложения и сульфатовосстанавливающих бактерий / Сафонов E.H., Гарифуллин И.Ш., Хасанов Ф.Ф. и др.: опубл. 27.07.2004.
60. Повышение эффективности очистки промысловых жидкостей от механических примесей / И.Ш. Гарифуллин , Ф.Ф.Хасанов , И.Р. Гизатуллин и др. // Нефтяное хозяйство. 2004. - №4. - С. 109 -111.
61. Перейма A.A., Петраков Ю.И. Пути предотвращения сероводородной коррозии в целях повышения надежности и долговечности скважин / Коррозия и защита сооружений в газовой промышленности: обзорн. информ. / ВНИИЭгазпром.- 1988. С.2-3.
62. Потапов С.С., Кузнецов Н.П. Взаимосвязь процессов коррозии при добыче обводненной нефти // Нефтяное хозяйство. -1990. №8. - С. 59-61.
63. Предупреждение образования эмульсии при добыче нефти/ Репин H.H., Юсупов О.М., Валеев М.Д. и др. М.: ВНИИОЭНГ, 1979. - 49 с.
64. Разработка залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти Башкортостана / И.И. Абызбаев, А.Ш. Сыртланов, П.Ф. Викторов, Е.В. Лозин.- Уфа: Китап, 1994.-С. 16-178.
65. Разработка и эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений: Учебник. / Под ред. Гиматудинова Ш.К.- М.: Недра,1988.-302с.
66. Рагулин В.А., Гарифуллин Ф.С. Опыт применения забойных дозаторов химреагента в НГДУ «Краснохолмнефть»,- Тр. БашНИПИнефть», 1995. -вып.90. С .77- 82.
67. Рогачев М.К., Стрижнев К.В. Борьба с осложнениями при добыче нефти. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2006. - 295 с.
68. РД-39-5-1025-84. Методика исследований условий образования примесей и оценка их влияния на эффективность утилизации нефтпромысловых сточных вод в системе ППД. Уфа: ВНИИСПТ нефть, 1984. -28 с.
69. РД 39-23-954-83. Инструкция по технологии удаления отложений парафина с помощью компонентов бензина / С.Ф. Люшин, Рагулин В.А., Хуснияров А.Ш. и др. Уфа: БашНИПИнефть, 1983. - 18 с.
70. РД 03-00147275-082-2002. Инструкция по применению ингибиторов серии ПАП для предотвращения асфальтосмолопарафиновых отложений / В.Н. Палычев, Н.В. Прокшина, C.B. Дорофеев, Н.Г. Ахметова. Уфа: БашНИПИнефть, 2002. - 10 с.
71. РД-16-15283860 015-2004. Положение о закачивании нефтепромысловых сточных вод в нагнетательные скважины системы ППД ОАО «АНК «Башнефть». - Уфа: ООО «ИК БашНИПИнефть», 2004.- 54 с.
72. РД 39-1-218-79. Способ предупреждения отложения неорганических солей с применением фосфорорганических соединений отечественного производства (типа ИСБ). Уфа: БашНИПИнефть, 1979 -14 с.
73. Рогачев М.К., Стрижнев К.В. Борьба с осложнениями при добыче нефти. М: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2006. - С. 83-87.
74. Ручкина P.M., Трейгер JI.M. Эмульгирующие свойства тяжелых высоковязких нефтей и методы их деэмульсации // Проблемы обустройства и эксплуатации высокообводненных нефтяных месторождений: сб. науч. тр. / Гипровостокнефть. -1985. С. 98-110.
75. Развитие электрохимической защиты нефтепромыслового оборудования в ООО «НГДУ Уфанефть» / Хасанов Ф.Ф., Баймухаметов М.К., Ильясов А.Р., Хабибов О.Н. //Интервал.- 2005. № 7-8. - С.56.
76. Саакиян JI.C., Ефремов А.П. Защита нефтепромыслового оборудования от коррозии.- М: Недра, 1982.- 192 с.
77. Сахаров В. А., Иктжанов В. А., Мохов М.А. Исследование закономерностей движения жидкости и газожидкостной смеси в кольцевых каналах УШСН // НТЖ «Нефтепромысловое дело». М.: ВНИИОЭНГ, 1993. -№9. - С. 1-7.
78. Смирнов Ю.С. Применение деэмульгаторов для подготовки нефти на промыслах // Нефтепромысловое дело: обзор, информ. / ВНИИОЭНГ. 198743 с.
79. Современная технология очистки нефтяных скважин от парафина / В. Я. Чаронов, М.М. Музагитов, А.Г. Иванов и др.// Нефтяное хозяйство. -1998.-№4. С. 55-57.
80. Совершенствование предварительного сброса воды на месторождениях ОАО «Юганскнефтегаз» / Крюков В.А., Пестрецов Н.В., Крюков A.B. и др. // Нефтяное хозяйство.- 2003. №4. - С. 114-117.
81. Сыртланов А.Ш. Перспективы развития научно-технического прогресса в объединении «Башнефть» // Защита от коррозии и охрана окружающей среды: экспресс-информ. / ВНИИОЭНГ.- 1990.-№7.-С. 1-8.
82. СТП -03-168-2005. Технологический регламент на применение оборудования для эксплуатации скважин установками электроцентробежных насосов в ОАО «АНК Башнефть» / К. Р. Уразаков, У.М. Абуталипов, А.Т. Кутдусов и др. Уфа: ОАО «АНК «Башнефть», 2005. - 55 с.
83. Техника и технология добычи нефти и газа /И. М. Муравьев, M. Н. Базлов, А. И. Жуков и др. М.: Недра, 1971.-484 с.
84. Тронов В.П., Гуськова И.А. Механизм формирования асфальтосмолопарафиновых отложений на поздней стадии разработки месторождений //Нефтяное хозяйство.- 1999.-№4.-С.107-109.
85. Тронов В.П. Промысловая подготовка нефти. М.: Недра, 1977. - 86 с.
86. Тронов В.П. Системы нефтегазосбора и гидродинамики основных технологических процессов. Казань: Изд-во «Фэн», 2002.- 92 с.
87. Тронов В.П. Разрушение эмульсий при добыче нефти. М.: Недра, 1974.-41 с.
88. В.П.Тронов, А.В.Тронов. Очистка вод различных типов для использования в системе ППД. Казань: изд-во «Фэн», 2001.- 513 с.
89. Ю7.Хасанов Ф.Ф., Исланова Г.Ш., Зейгман Ю.В. Сквжинные установки для предварительного сброса попутно-добываемых вод // Нефтегазовое дело.-том 4.- № 1. С.91 -94.
90. Хасанов Ф.Ф. Методы контроля и выбора режима работы установки скважинного водоотделителя при эксплуатации нефтяных месторождений // Интервал. Передовые нефтегазовые технологии.- 2007. №1 (96).- С. 18-20.
91. Ю9.Хатмуллин Ф.Х., Давлетшин З.Ш., Зайнашев P.A. Установка трубная наклонная для сброса воды // Нефтяное хозяйство.- 1992.- № 4,- С. 17-18.
92. Химические реагенты в добыче и транспорте нефти / Д.Л.Рахманкулов, С.С. Злотский, В.И. Мархасин и др. -М.: Химия, 1987. 144с.
93. Хохлов Н.Г., Вагапов Р.Р., Шагитов З.М. Решение проблемы сброса попутно добываемых вод в НГДУ «Южарланнефть» / / Нефтяное хозяйство. -2004.-№5.- С. 126-127.
94. Шевченко A.A. Химическое сопротивление неметаллических материалов: Учебное пособие для вузов. М.: Химия, 2006.- 238 с.
95. ПЗ.Ширковский А.И. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М: Недра, 1987.- 347с.
96. Шувалов A.B. Разработка и совершенствование осадкогелеобразующих технологий увеличения нефтеотдачи пластов: Дис.канд. техн. наук. Уфа, 2005. - 158 с.
97. Щуров В.И. Техника и технология добычи нефти. Учебник для вузов. -М.: Недра, 1983.-510 с.
98. Эмульсии нефти с водой и методы их разрушения / Левченко Д.Н., Бергштейн Н.В., Худякова А.Д., Николаева Н.М. М.: «Химия», 1966. - С. 118120.
99. Эксплуатация залежей и подготовка нефти с повышенным содержанием сероводорода / Позднышев Г.Н., Миронов Т.П. и др. -М.: ВНИИОЭНГ, 1984,- 172 с.
-
Хасанов, Фаат Фатхлбаянович
-
кандидата технических наук
-
Уфа, 2007
-
ВАК 25.00.17
- Научные основы и технологии насосной эксплуатации малодебитных скважин в поздние периоды разработки нефтяных месторождений
- Повышение эффективности эксплуатации и сбора продукции малодебитных скважин
- Повышение эффективности комбинированного солянокислотного воздействия при разработке обводненных карбонатных коллекторов
- Разработка комплексной технологии термогазобаровоздействия на призабойную зону пласта на завершающей стадии разработки нефтяных месторождений
- Разработка и исследование энергосберегающих технологий подъема жидкости из скважин с осложненными условиями эксплуатации
