Эксплуатация Арланского нефтяного месторождения (2), Реферат

1.6 Постановка цели и задач дипломного проекта
- 2. РЕЖИМ РАБОТЫ НЕФТЕСБОРНЫХ СЕТЕЙ «АРЛАНСКОГО» МЕСТОРОЖДЕНИЯ
- 2.1 Причины, механизм образования и способы борьбы с парафиновыми отложениями в трубопроводах
- 2.1.1 Состав парафиновых отложений
- 2.1.2 Факторы, влияющие на образование парафиновых отложений
- 2.1.3 Температурный режим трубопроводов системы промыслового сбора нефти
- 2.1.4 Химические методы борьбы с отложениями парафина в трубопроводах системы промыслового сбора нефти
- 2.1.5 Методы борьбы с АСПО в трубопроводах системы промыслового сбора нефти
- 2.2 Анализ работы системы сбора нефти на Арланском месторождении
- 2.2.1 Работа системы сбора продукции скважин
- 2.2.2 Принципиальная система сбора на Арланском месторождении
- 3. РАЗДЕЛ ОБЩЕГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ
- 3.1 Проектирование трубопроводов системы сбора
- 3.1.1 Классификация трубопроводов
- 3.1.2 Основные принципы проектирования трубопроводов
- 3.2 Основные элементы системы сбора, транспорта и подготовки промысловой продукции
- 3.3 Характеристика используемого оборудования для удаления АСПО в трубопроводах
- 3.4 Образование парафина в обводненных пластах Арланского месторождения
- 3.5 Выбор оборудования для магнитной депарафинизации

4. РАСЧЕТНЫЙ КОНСТРУКТОРСКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

4.1 Проектирование удаления АСПО в НКТ и ПЗП скважин в условиях Арланского месторождения

4.2 Анализ эффективности примененных методов удаления АСПО

4.3 Расчет закачки СНПХ-7541

4.4 Расчет закачки ПАЛР-О по удалению АСПО в НКТ и ПЗП

5. РАСЧЕТ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ

5.1 Краткая аннотация

5.2 Расчет затрат на закачку СНПХ-5313

21 стр., 10395 слов

Работы: Предложение технических решений для очистки нефти Байтуганского ...

... обустройстве месторождений тогда, когда пластовой энергии не хватает для транспорта продукции скважин до ЦПС. В условиях стремительного развития промышленности, проблемы дальнейшего совершенствования систем промыслового сбора, процессов и аппаратов подготовки нефти, газа ...

5.3 Расчет экономической эффективности от закачки СНПХ-5313

5.4 Выводы

6. БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА

6.1 Правила безопасного внедрения технологического проекта

6.1.1 Правовые, нормативные и инструктивные акты регламентирующие трудовую деятельность

6.1.2 Общие требования техники безопасности при сборе, подготовке и перекачке нефти, газа и воды

6.1.3 Промысловые трубопроводы

6.1.4 Опасность и вредность

6.1.5 Техническое обеспечение безопасности

6.2 Мероприятия по охране недр и окружающей среды

6.2.1 Нормативно-правовые, нормативные акты, инструктивно-методические документы в области охраны окружающей среды

6.2.2 Экологическая обстановка на ЦППН «Шушнур»

6.2.3 Мероприятия по охране окружающей среды ЗАКЛЮЧЕНИЕ СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ ПРИЛОЖЕНИЯ

ОСНОВНЫЕ СОКРАЩЕНИЯ И ОБОЗНАЧЕНИЯ

Сокращения:

АСПО — асфальто-смоло-парафиновые отложения АГЗУ — автоматизированная групповая замерная установка ТВО — трубный водоотделитель ДНС — дожимная насосная станция УБНС — Установка бустерная насосная стационарная УПН — установка подготовки нефти УКПН — установка комплексной подготовки нефти УПСВ — установка подготовки сточных вод КНС — кустовая насосная станция БКНС — блочная кустовая насосная станция ППН — подготовка перекачка нефти НСП — нефтесборный пункт ГЖС — газожидкостная смесь МНФ — многофазные насосы СУН — сепарационная установка нефти ТТНК — терригенная толща нижнего карбона УДВ — установка доочистки воды СВ — сточные воды ППД — поддержание пластового давления НГДУ — нефтегазодобывающее управление БДПВ — блок доочистки сточной воды ОВ — отстойники воды ДВ — дозаторы воды ПНГ — попутный нефтяной газ РВС — резервуар вертикальный стальной

арланский месторождение нефть газ трубопровод

СПИСОК ТАБЛИЦ

Таблица 1 — Состав нефти и АСПО на Арланском месторождении

Таблица 2 — Растворители АСПО

Таблица 3 — Техническая характеристика нефтяных скважин действующего фонда Арланского УДНГ

Таблица 4 — Затраты на материалы

Таблица 5 — Расчет затрат на проведение технологических операций

Таблица 6 — Смета затрат

Таблица 7 — Исходные данные для расчета

Таблица 8 —, СПИСОК РИСУНКОВ

Рисунок 1 — Гомологический состав парафина Арланского месторождения Рисунок 2 — Зависимость температуры насыщения пластовой нефти парафином от давления Рисунок 3 — Классификация методов борьбы с АСПО Рисунок 4 — Скребок колонный СК-102

Рисунок 5 — Скребок гидромеханический Рисунок 6 — Скребок лепестковый для очистки НКТ Рисунок 7 — Скребок колонный комбинированный

Рисунок 8 -Скребок «Кыргыч»

Рисунок 9 — Магнитные депарафинизаторы Рисунок 10 -Устройство и принцип работы магнитного депарафинизатора

Современный этап развития нефтяной промышленности характеризуется значительными осложнениями условий разработки большинства месторождений. Основное количество высокопродуктивных месторождений и залежей вступило в позднюю стадию разработки, когда интенсивно снижается добыча и резко возрастает обводненность нефти. Качественные показатели вводимых месторождений не всегда благоприятны — сложное строение продуктивных пластов, значительные размеры водонефтяных зон, повышенная вязкость нефти.

6 стр., 2908 слов

Отчет страницы рисунков таблица алмаз наноматериалы сверхтвёрдый ...

... материала режущего слоя. 1 Разработка Программы и методик исследовательских испытаний экспериментальных образцов материалов режущего слоя Физико-механические свойства ... ячейке используются кольца из кальцита (позиции 1,4,5 на рисунке 1), изготавливаемые методом прессования с бакелитовым лаком и последующим ... условиях высоких давлений и температур на установке УРС-1 на базе пресса ДО-044. Рабочее ...

Процессы добычи, сбора и подготовки нефти, ремонтные работы осложняются комплексом проблем, связанных с образованием стойких нефтяных эмульсий, отложениями асфальто-смолистых веществ и парафиновых углеводородов (асфальто-смоло-парафиновые отложения (АСПО)), неорганических солей, гидратов углеводородов и др., наличием механических примесей в добываемой и транспортируемой продукции, коррозионным разрушением оборудования и трубопроводов. Необходимо отметить, что образующиеся отложения зачастую имеют сложный компонентный состав, а содержание компонентов изменяется в широких пределах.

При добыче нефти одной из проблем, вызывающих осложнения в работе скважин, нефтепромыслового оборудования и трубопроводных коммуникаций, являются асфальто-смоло-парафиновые отложения (АСПО).

Накопление АСПО в проточной части нефтепромыслового оборудования и на внутренней поверхности труб приводит к снижению производительности системы и эффективности работы насосных установок, а также к сокращению межремонтного периода (МРП) работы скважин.

Асфальто-смоло-парафиновые отложения представляют собой сложную углеводородную смесь, состоящую из парафинов (20−70%), асфальто-смолистых веществ (АСВ) (20−40%), силикагелевой смолы, масел, воды и механических примесей.

Парафины — углеводороды метанового ряда от С ₁₆ Н₃₄ до C₆₄ Hi₃₀ . В пластовых условиях находятся в нефти в растворенном состоянии. В зависимости от содержания парафинов нефти классифицируют на:

малопарафиновые — менее 1,5%;
парафиновые — от 1,5 до 6%;
высокопарафиновыеболее 6%

Парафины устойчивы к воздействию различных химических реагентов (кислот, щелочей и др.), легко окисляются на воздухе.

Высокомолекулярные парафины — церезины (от С ₃₇ Н₇ 4 до С₅₃ Н₁₀₈ ) отличаются более высокой температурой кипения, большими молекулярной массой и плотностью.

В этих условиях приоритетным становится комплексный подход к разработке новых и совершенствованию существующих технических средств и технологий для предотвращения осложнений в насосном оборудовании и колонне НКТ, трубопроводах, аппаратах и резервуарном парке систем нефтесбора, подготовки, ППД.

1. ОБЗОР ЛИТЕРАТУРЫ И ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ

1.1 Общие сведения об Арланском месторождении

Арланское месторождение — одно из крупных месторождений Башкирии. Это месторождение имеет ряд особенностей, обуславливающих систему разработки:

месторождение занимает огромную площадь и разрабатывать ее возможно с применением всех видов заводнения (контурное, законтурное);
месторождение многопластовое, продуктивные пласты очень неоднородные, что обуславливает применение раздельной закачки воды с дифференцированным давлением;
залежи содержат нефть повышенной вязкости. Извлечение нефти обычными методами заводнения приводит к резкому увеличению попутно добываемой воды и снижению нефтеотдачи;
в нефти содержится небольшое количество растворенного газа (фонтанный способ исключается).
65 стр., 32011 слов

Повышение нефтеотдачи пласта путем закачки гелеобразующих композиций ...

... являются надежной покрышкой для залежей нефти в пластах горизонта АВ1 . На Урьевском ... а также глинистыми и карбонатизированными песчаниками. Породы обогащены углистым материалом, ... интервал глубин 3192 - 3214м) представлена серыми графитсодержащими кварцитопесчаниками, имеющими вероятно позднедевонский - ... пластами, выделяемыми в состав ачимовской пачки берриасского возраста; в средней части мощностью ...

Арланская нефтеносная площадь Арланского нефтяного месторождения расположена на северо-западе Башкирии в междуречье рек Камы и Белой (Арланско-дюртюлинский вал) Бирской седловины. Площадь нефтеносности составляет 460 км ² . На северо-востоке к Арланской площади примыкает Николо-Березовская площадь, на юго-востоке — Ново-Хазинская, на северо-западе — Вятская. Арланская площадь расположена на территории Краснокамского района.

Арланское нефтяное месторождение приурочено очень к крупному поднятию платформенного типа с углами падения крыльев 20−40.

Общая вскрытая мощность осадочного покрова на Арланском нефтяном месторождении превышает 3000 м, при этом на долю Бавлинских месторождений приходится свыше 3120 м. Девонские месторождения представлены внизу терригенными и теригенно — карбонатными породами,

верхние — гасми-карбонатными отложениями.

Основным промышленным отложением являются песчанные пласты, теригенным толщи нижнего карбоната, кроме того-нефть.

Так же нефть обнаружена в известняке турнейского яруса. Изучено несколько залежей нефти, приуроченных к наиболее приподнятым участкам залегания турнейских известняков, представленных чередованием артоногенно-обломочных сгустков и органно-шламовых разностей. Дебит скважины из турнейских известняков колеблется 0.1 — 5.2 м ³ /сут, с содержанием воды от 12 до 30%.

В разрезе многих скважин в добриковском горизонте встречаются углеродисто-глинистые сланцы с прослоями и линзами каменного угля мощностью от 30 — 40 см до 19−30 м. Песчаники и алевролиты являются коллекторами нефти, имеют кварцевый состав. Всего насчитывается 6−8 пластов, из них нефтенасыщенными являются верхние 6−7 пластов.

25 июня 1953 года Вятское поднятие было введено в глубокое разведочное бурение трестом «Пермразведка», Удмуртской конторой бурения, Каракулинским разведочным участком.

До 1956 года было пробурено 4 глубоких разведочных скважин № 1,2,3,4, с глубиною около 2000 м, вскрывшие бавлинские отложения. Эти скважины в общих чертах выявили соответствие тектоники нижнекамских и каменно угольных отложений и несоответствие их по девонским отложениям.

Первые разведочные скважины, согласно проекта, закладывались по треугольнику с расстоянием между скважинами 7−8км. Глубина составляла 1400 м, с проектным горизонтом — турнейский ярус нижнего карбона. В задачу скважин ставилось выяснение и детализация тектоники и контура нефтеносности залежи нефти в угленосном горизонте. Была изменена методика. В основу была положена профильная сетка с расстоянием между скважинами и профилями 2 км.

В среднекаменноугольных отложениях по данным керна выделяются нефтеносные пласты, приуроченные к отложению следующих горизонтов: каширскому и верейскому. Нефтеносность пластов не равномерная.

Геологическое строение Вятской площади в результате произведенного бурения глубоких разведочных и структурно-поисковых скважин изучено достаточно детально.

Общая мощность осадочных парод от верхнепермских до отложений бавлинской свиты составляет около 2075 м. В геологическом строении площади принимают участие осадочные породы следующих геохронологических систем: додевонские /бавлинские/, девонские, каменноугольные, пермские и четвертичные.

42 стр., 20502 слов

Анализ разработки Вахского нефтяного месторождения Консультанты по

... участка находится в среднем течении рек Вах и Трайгородская. Площадь составляет 768 км2. Нефть с Вахского месторождения поступает по нефтепроводу на центральный товарный парк (ЦТП) Советского ... с алевролитами и уплотненными глинами, выделяемые в пласт Ю10. В основании свиты прослеживается пласт Ю11-12, представленный чередованием песчаников, алевролитов и глин с растительным детритом. Толщина ...

1.2 Геолого-промысловая характеристика Арланского месторождения

Терригенная толща нижнего отдела каменноугольной системы представлена отложениями елховского, радаевского, бобриковского и тульского горизонтов вязейского яруса.

Бобриковский горизонт сложен песчано-глинистыми и углисто-глинистыми породами. Вверх по разрезу на аллергитах залегает наиболее мощный пласт этого горизонта, который обозначен индексом Сv1. Пласт широко развит на всей площади Арланского месторождения. Представлен он песчаниками серыми и буровато-серыми, кварцевыми, в основном мелкозернистыми, в различной степени глинистыми. Мощность пласта изменяется в пределах от 0 до 30 м.

Породы шестого пласта перекрываются аргиллитами, которые хорошо прослеживаются по площади и за ее пределами. Данная часть разреза, мощностью до 3 метров, представлена светло-серым каолитовым плотным аргиллитом. Выше залегает пласт алевролита небольшой мощности 0,4 — 1 м, который в юго-восточной части месторождения переходит в глинистый песчаник и чаще всего объединяется с пластом С _VI .

Выше аргиллитов залегает песчано-алевролитовый пласт СV0. Песчаники темно-серые и серые с буроватым оттенком, кварцевые, тонкозернистые, глинистые, слабоцементированные, иногда известняковые.

На месторождении пласт представлен преимущественно плотными породами и участками, не является коллектором. Мощность его обычно не превышает 3 метров.

Выше разрез представлен пачкой песчано-алевролитовых пород, которая разделяется маломощным аргиллитом на два самостоятельных продуктивных пласта С _V (нижний) и С_VI (верхний), который представлен неравномерно-глинистыми и буровато-серыми песчаниками.

Песчаники пятого пласта темносерые, глинистые, слабоцементированные, перелистые с включениями светло-серых разностей, в отдельных случаях известняковые, иногда наблюдается переход их в алевролиты. Мощность пласта в среднем около 3 метров.

Выше по разрезу следует аргиллитовый прослой. Аргиллиты темно-серые, дисперсные и выдержанные по площади.

Указанный прослой перекрывается маломощным алевролитовым пластом (С _1у0 ).

Он замещается известковистыми алевролитами и известняками. Песчаники этого пласта темнобуровато-серые, тонкодисперсные, неравномерно-глинистые, иногда сильно известковистые. Мощность их не превышает 2 м.

На известковистых аргиллитах залегает пласт С _III , представленный песчано-алевролитовыми породами. Песчаники темнобуровато-серые, кварцевые, сильно глинистые, алевролиты известковистые. Мощность пласта изменяется в пределах 0.8 -6,5 м.

Пласт С ₁₁ имеет самое широкое развитие на всем Арланском месторождении. Песчаные породы пласта буровато-серые, темно-серые, кварцевые, мелкозернистые, неравномерноглинистые, слабоцементированные. Мощность пласта изменяется в широких предках и достигает 12 м. Пласт С₁ по существу имеет слабое развитие на месторождении. Песчаники темно-серые, кварцевые, глинистые, в менее глинистых участках нефтенасыщенные. Мощность пласта не превышает 3 м.

1.3 Физико-химические свойства пластовых жидкостей и газов

Глубина эксплуатации горизонтов терригенной толщи 1260−1350 м. Положение водонефтяного контакта изменяется от -1173 до -1188 м.

Арланское месторождение является многопластовым и относится к разряду крупных нефтяных месторождений России. Нефть — высокосернистая, смолистая, обладает большой вязкостью. Эта особенность осложняет условия ее разработки и переработки.

Состав нефти чрезвычайно сложен и разнообразен. Он может заметно изменятся даже в пределах одной залежи. В месте с тем все физико-химические свойства нефти и в первую очередь ее товарные качества определяются составом. Состав нефти каждого месторождения уникален различны и свойства нефти. Кроме того свойства нефти изменяются при добычи, при движении по пласту, в скважине, системами сбора и транспорта при контакте с другими жидкостями и газами. Поэтому подробное изучение свойств нефти, ее состав важен для подсчета запасов нефти в залежи, выбора метода повышения нефтеотдачи пласта.

Состав нефти классифицируют на элементарный, фракционный и групповой, основными элементами входящими в состав нефти являются углеводород и водород. В большинстве нефтей содержание углерода от 83 до 87%, количество же водорода резко превышает 12−14%.

Содержание этих элементов в нефти необходимо знать как для нефтепереработки, так и при проектировании методов повышения нефтеотдачи пластов. Значительно меньше в нефти других элементов: серы, кислорода, азота. Их содержание редко превышает 3−4%. Однако компоненты нефти, включающие эти элементы, во многом влияют на ее физико-химические свойства. Так сернистые соединения нефти вызывают сильную коррозию металлов, снижают товарные качества нефти.

Нефти терригенной толщи нижнего карбона тяжелые (плотность при давлении насыщения 0,875), сернистые (до 3%), с низким выходом светлых фракций, парафинистые (до 3%), высокосмолистые.

В процессе разработки были продолжены исследования глубинных проб пластовой нефти. Исследовано глубинных нефтей — 251 проба из 91 скважины. Пласты I, IV и V раздельных анализов не имеют.

Нефть представляет собой смесь углеводородов, содержащую кислородные, сернистые и азотистые соединения.

Химический состав газов в Талинском месторождении представляет собой смесь предельных углеводородов С _n H_2n+2 , метана СН₄ , этана С₂ Н₆ , пропана С₃ Н₈ .

Мольное содержание % углекислого газа — 0,8, азота — 0,5, метана — 44,3%, этана — 11,5%, пропана — 11,8%, изобутана — 2,8%, изопентана — 2,2%. Молярная масса в пределах 67,2 — 89,0.

Плотность газа — 0,85 кг/м ³ .

Плотность воды, насыщающая пласты в данном месторождении — 1003 кг/м ³ , минерализированная. Основными ионами являются Cl⁺ , HCO₃ , CO₃ ² , Na^b , Ca²⁺ , Mg²⁺ , K⁺ . Обводненность продукции за 2006 г. составила 92%. Коэффициент сжимаемости — 0.004−0.005%. Вязкость воды в пластовых условиях — 0.8СП.

На Арланском месторождении продуктивным является 4 толщи — известняки турнейского яруса, пласты песчаники терригенной толщи нижнего карбона (ТТНК), карбонатные коллекторы московского яруса и пласт известняка верейского горизонта.

Продуктивность этих толщ, равно как и запасы, сильно различаются. Если ТТНК исследована достаточно полно, то остальные объекты — в гораздо меньшей степени. Если исключить небольшую залежь в верейском горизонте Новохазинской площади, то залежи турнейского яруса меньше всего подготовлены к разработке. Степень изученности объектов определялась их промышленной ценностью.

На стадии поисково-разведочных работ была произведена оперативная разведка запасов в пределах разведанной площади. При этих оценках использовалась суммарная толщина всех пластов, а подсчетные параметры определялись как средние, без деления по пластам.

1.5 Запасы нефти и газа

Арланское нефтяное месторождение — одно из крупнейших в стране и самое крупное в республике. Оно расположено на крайнем северо-западе Башкортостана и частично в пределах Удмуртии.

Начальные геологические запасы месторождения составляли более миллиарда тонн, а размеры — более 100 в длину и до 30 км в ширину. Нефтеносными являются песчаники терригенной толщи нижнего карбона, а также карбонатные отложения нижнего (турнейский ярус) и среднего (московский ярус) каменно-угольного возраста.

Месторождение отличается рядом специфических особенностей:

Исключительно сложное геологическое строение основного объекта разработки. В разрезе толщи выделяется до восьми пластов: С-I, С-II, С-III, C-IV ₀ , C-IV, C-V, C-VI, основными из которых являются пласты С-II, С-III и C-VI. Кроме того, в разрезе самого мощного нижнего пласта С-VI на большей части площади выделяются до четырех прослоев, разделенных глинистыми породами.

Песчаники всех пластов неоднородны по площади, толщина их составляет до 24 ми более, зачастую они замещены непроницаемыми породами. Особенно неоднородны пласты I, III, IV ₀ , IV, V и VI₀ .

Выше тульских терригенных отложений в карбонатном алексинском горизонте на отдельных участках нефтеносны песчаники, залегающие в виде узких полос в руслах палеорек.

Нефть месторождения высоковязкая — от 20 до 30 мПа *с (в пластовых условиях), с низким газосодержанием — до 18 м ³ /т.

Начальный гидродинамический режим продуктивных пластов — упругий, замкнутый. В тоже время на северной части месторождения (пласт VI) пластовые воды активные.

Быстрый рост обводненности продукции вследствие высокой вязкости нефти обусловил отбор большой массы попутной воды. При этом резко возросли нагрузки на коммуникации и резервуарные парки, усилилась коррозия сооружений и т. д.

1.6 Постановка цели и задач дипломного проекта
Целью дипломного проекта являются повышение эффективности методов борьбы с отложениями парафина в системе сбора, транспорта и подготовки скважинной продукции в условиях Арланского месторождения. В ходе работы будут рассмотрены основные причины образования АСПО и методы борьбы с ними, дана экономическая обоснованность применения реагентов.
2. РЕЖИМ РАБОТЫ НЕФТЕСБОРНЫХ СЕТЕЙ «АРЛАНСКОГО» МЕСТОРОЖДЕНИЯ

2.1 Причины, механизм образования и способы борьбы с парафиновыми отложениями в трубопроводах

Твердые метановые углеводороды, парафины, присутствуют практически во всех нефтях. Их содержание может колебаться от следов до 20 — 28%.

Иногда их влияние на технологию и технику добычи, сбора и транспорта, подготовку и переработку нефти может быть решающим.

Исследования и наблюдения, проведенные на большом числе месторождений, показали, что при прочих равных условиях прямой связи между содержанием парафина и интенсивностью его отложения нет. Известны случаи интенсивного отложения парафинов даже тогда, когда их доля в нефти очень мала, 0.4%.

Таким образом, проблема борьбы с отложением парафинов является серьезной научно-технической проблемой, актуальность решения которой возрастает. Это ставит ряд сложных научно-технических задач как в смысле понимания механизма протекающих процессов, так и в разработке эффективных методов предотвращения нежелательных последствий, вызванных отложением парафина. Отложения парафина в трубопроводах приводят не только к снижению их пропускной способности, возрастанию гидравлических сопротивлений, но и к увеличению стойкости водонефтяной эмульсии, для разрушения которой придется применять более высокие температуры или потребуется больший расход деэмульгатора.

2.1.1 Состав парафиновых отложений

Состав парафиновых отложений зависит от состава нефти и термодинамических условий, при которых формируются отложения. Так, при снижении температуры нефти сначала кристаллизуются более тугоплавкие углеводороды, а в дальнейшем, при массовой кристаллизации, — менее тугоплавкие. Таким образом, в зависимости от условий состав парафиновых отложений даже в одной скважине весьма разнообразен. Различаются они по содержанию асфальтенов, смол и твердых углеводородов. Характерной особенностью процесса является неравномерное распределение парафина в массе отложений по сечению слоя. Наибольшее количество парафина содержится в слое, непосредственно прилегающем к стенке. Это указывает на то, что по мере накопления отложений во внутренних слоях происходит перекристаллизация парафинов. Отложения уплотняются, и жидкая фаза вытесняется. Нередко парафиновые отложения содержат воду и механические примеси. Парафиновые отложения характеризуются следующим составом: парафины (10 — 75%), асфальтены (2 — 5%), смолы (11 — 30%), связанная нефть (до 60%), мех. примеси (1 — 5%).

Наряду с твердыми углеводородами метанового ряда в нефтях могут находиться вещества, способные к кристаллизации, имеющие одновременно с нормальными и изопарафиновыми цепями и циклические структуры. Эти углеводороды входят в состав церезинов.

Церезины — это высокоплавкие углеводороды, по составу и свойствам значительно отличаются от парафинов. Температура плавления парафинов 45 — 54 °C, церезинов 65 — 88 °C. Парафины легко кристаллизуются в виде пластинок и пластинчатых лент; церезины имеют мелкоигольчатую структуру и кристаллизуются с трудом, температура кипения парафинов не более 550 °C, церезинов — выше 600 °C и т. д. Церезины обладают большей химической активностью.

Температура плавления парафина, выпадающего из нефтей залежей Большого Арлана, высокая. Гомологический состав парафина Арланского месторождения представлен на рисунке 1.

Рисунок 1 — Гомологический состав парафина Арланского месторождения

1 — церезины, 2 — парафины из отложений, 3 — парафины в нефти.

Состав АСПО некоторых скважин Арланского месторождения представлен в таблице 1.

Таблица 1 — Состав нефти и АСПО на Арланском месторождении


Состав	Вятская площадь	Арланская площадь	Николо-Березовская площадь
Смолы, % мас — нефть — АСПО	18,8 35,0−48,0	16,2 20,0−40,0	13,6 12,0−27,0
Асфальтены, % мас — нефть — АСПО	5,9 15,0	3,8 10,0−12,0	7,5 8,0−12,0
Парафины, % мас — нефть — АСПО	2,2−4,0 8,0−12,0	2,9 6,0−10,0	2,3 3,0−12,0
Вязкость нефти при 20 ⁰ С, мПа*с	34,3−42,1	42,7	74,0

Большое количество глинистого материала в АСПО свидетельствует о значительном числе твердых частиц породы, выносимых из пласта и являющихся центрами кристаллизации парафинов. Содержание церезинов в составе АСПО может быть преобладающим. Например, в одной из добывающих Арланского месторождения 70.5% массы отобранного осадка составляли церезины. При анализах нефтей обычно оценивают общее содержание твердых парафиновых углеводородов, не разделяя их на парафины и церезины. Итак, состояние парафинов в нефти зависит от температуры и давления.

малопарафиновые — менее 1,5%;
парафиновые — от 1,5 до 6%;
высокопарафиновыеболее 6%

В состав асфальто-смолистых веществ входят азот, сера и кислород. АСВ обладают высокой молекулярной массой, не летучи, имеют существенную неоднородность структуры. Содержание смолистых веществ в нефти возрастает в связи с испарением легких компонентов и ее окислением. Иногда к группе смолистых соединений относят асфальтены.

Асфальтены — порошкообразные вещества бурого или коричневого цвета, с плотностью более единицы, массовое содержание которых в нефти достигает 5,0% В асфальтенах содержится: углерода — 80,0−86,0, водорода — 7,0−9,0, серы — до 9,0, кислорода — 1,0−9,0 и азота — до 1,5. Они являются наиболее тугоплавкой и малорастворимой частью отложений тяжелых компонентов нефти.

Нефтяные дисперсные системы относят к классу коллоидов, в которых АСВ диспергированы в мальтеновой среде. Очевидно, что физико-химические и технологические свойства нефтей во многом обусловлены межмолекулярным взаимодействием в системах «асфальтены-смолы» и «мальтены-смолы-асфальтены Принято считать, что смолы и асфальтены являются парамагнитными жидкостями, а нефти, нефтепродукты — термодинамически стабильными парамагнитными растворами. Асфальтены представляют собой комбинацию многих ассоциатов, зависящую от степени гомолитической диссоциации диамагнитных частиц. Изменение концентрации парамагнитных смол и асфальтенов в нефти связано с изменением строения комбинаций ассоциатов.

Смолы и асфальтены обладают следующими особенностями

1. Химические и физико-химические процессы с участием АСВ носят коллективный характер. Асфальтены не являются индивидуальными компонентами, а образуют ассоциативные комбинации, в центре которых локализованы стабильные свободные радикалы.

2. Возникновение сольватной оболочки из диамагнетиков является непременным условием существования парамагнитных частиц в растворах. Образование сольватных оболочек ослабляет силы притяжения парамагнитных молекул и препятствует их рекомбинации в результате теплового движения.

Смолы состоят из диамагнитных молекул, часть которых способна переходить в возбужденное триплетное состояние или подвергаться гомолизу. Поэтому смолы являются потенциальным источником асфальтенов.

Свойства АСВ определяются не элементным составом, а прежде всего, степенью межмолекулярного взаимодействия компонентов.

В пределах одного нефтедобывающего региона и даже отдельного месторождения компонентный состав АСПО изменяется в широких пределах. Знание состава АСПО имеет практическое значение для определения оптимальных методов борьбы с ними, в частности для выбора химических реагентов. Этот выбор часто осуществляют исходя из типа АСПО. Для исследования состава и структуры АСПО используют экстракционный, хроматографический, термический, спектральный, электрохимический и другие методы.

Состав отложений различен, а, следовательно, различны физико-химические свойства не только по месторождениям, площадям и горизонтам, но даже по месту выпадения в колонне одной скважины. Состав и свойства АСПО со временем меняются. Наблюдается, повышенное содержание окисленных высокоактивных компонентов, поэтому АСПО отличаются трудноудаляемостью и высокими адгезионно-когезионными силами взаимодействия. Содержание механических примесей и связанной воды также повышается.

Со временем изменился не только компонентный состав, но и микроструктура АСПО — преобладает микроэмульсионная структура, наиболее трудноудаляемая, высокопластичная. По мере разработки нефтяных месторождений на поздних стадиях начинает проявляться ряд факторов естественного, природного характера, из-за которых осложняется ситуация в решении парафиновой проблемы и снижается эффективность традиционных мероприятий по предотвращению и удалению АСПО.

2.1.2 Факторы, влияющие на образование парафиновых отложений

Механизм формирования отложений на поверхности металла состоит в возникновении и росте кристаллов парафина непосредственно на контактирующей с нефтью поверхности, а затем — на образовавшейся смолопарафиновой подкладке. Особая роль в механизме образования и роста парафиновых отложений отводится транспорту частиц парафина в пограничном ламинарном слое.

В результате охлаждения нефти под воздействием более холодной окружающей среды в тонком пристенном слое возникает радиальный температурный градиент.

Существование радиального температурного градиента приводит к образованию градиента концентрации растворенного парафина. За счет этого происходит движение растворенных частиц парафина к стенке трубы под действием молекулярной диффузии. По достижении частицами парафина стенки трубы или границы твердых отложений происходит их кристаллизация и выделение из раствора.

Если температура в пристенном слое ниже уровня, при котором парафин начинает выпадать из нефти, то и в потоке нефти будут содержаться кристаллы парафина, а жидкая фаза будет находиться в состоянии термодинамического равновесия с твердой фазой. Под действием градиента концентрации взвешенных частиц броуновское движение приводит к поперечному переносу вещества.

По мнению Тронова (1970г.), кристаллы парафина, образовавшиеся в объеме нефти в формировании отложений практически не участвуют. Бургер же и др. (1981г.) считают, что отложения образуются вследствие движения как молекул, так и взвешенных в нефти микрокристаллов парафина в направлении, перпендикулярном к направлению течения нефти.

Скорость роста твердых отложений на стенке трубопровода за счет молекулярной диффузии определяется уравнением диффузии Фика:

(1)

где — общий объем отложений парафина;

коэффициент молекулярной диффузии;
производная от объемной доли растворенных в нефти частиц парафина по расстоянию от стенки трубы;
площадь поверхности.

Подчеркнем факторы, влияющие на отложение парафинов.

Необходимыми условиями образования отложений являются:

снижение температуры потока нефти до значений, при которых возможно выделение из нефти твердых парафинов. Необходимые температурные условия возникают прежде всего на внутренней стенке трубы.

прочное сцепление парафиновых отложений с поверхностью трубопровода.

Также имеет значение:

перепад температур: с увеличением разницы между температурами окружающей среды и потока нефти количество отлагающегося парафина пропорционально возрастает.

давление и газовый фактор: при давлениях выше давления насыщения температура начала выпадения парафинов возрастает с увеличением давления. Если давление ниже давления насыщения, то при снижении давления наблюдается рост температуры начала кристаллизации, что объясняется увеличением объема выделяющегося газа, который существенно влияет на растворимость парафина в нефти и понижение температуры нефтегазового потока (рисунок 2).

арланский месторождение нефть газ трубопровод Рисунок 2 — Зависимость температуры насыщения пластовой нефти парафином от давления Зоне начала образования отложений соответствует широкий диапазон давлений: 5 — 10 МПа. Тот факт, что в некоторых скважинах процесс накопления отложений начинался при давлениях, значительно превышающих давление насыщения, говорит о том, что разгазирование не является фактором, определяющим начало накопления отложений, хотя и является причиной более интенсивного протекания процесса.

Скорость течения: с увеличением скорости потока нефти интенсивность накопления отложений сначала растет, вследствие увеличения массопереноса, достигает максимума и при определенной скорости начинает убывать, т.к. с ростом скорости нефть лучше удерживает кристаллы парафина во взвешенном состоянии и возрастает возможность смыва отложившегося парафина из-за превосходства сил касательных напряжений над силами сцепления между частицами парафина и поверхностью трубы. Губин полагает, что максимальную интенсивность отложений следует связывать не с переходом режима течения из ламинарного в турбулентный, а со скоростью потока, характерной для данного типа нефти.

Свойства поверхности: от характеристик поверхности зависит прочность сцепления парафиновых отложений с поверхностью. При прочих равных условиях интенсивность парафинизации поверхности различных материалов зависит от степени их полярности. Слабой сцепляемостью с парафинами обладают материалы с высокой полярностью (гидрофильностью).

Самая низкая интенсивность запарафинивания у стекла, самая высокая — у полиэтилена, что можно объяснить аналогией строения полиэтилена и предельных углеводородов нормального ряда, к которым относятся компоненты нефтяных парафинов. Фторопласт, также являющийся неполярным веществом, запарафинивается с меньшей интенсивностью. Вывод: полярные материалы хорошо сопротивляются парафинизации. Высокое качество обработки поверхности стальных труб не является препятствием для их запарафинивания. Только на начальной стадии парафинизации проявляется влияние качества обработки стальных поверхностей, т.к. шероховатость при развитом турбулентном режиме интенсифицирует перемешивание, а, следовательно, и выделение газа и парафина. Однако после образования слоя парафина небольшой толщины (т.е. с течением времени), скорость накопления отложений парафина уже не зависит от чистоты обработки поверхности. С увеличением степени полярности материала и чистоты обработки поверхности сцепление ослабевает и смыв парафиновых отложений будут происходить при меньших скоростях потока нефти.

Обводненность продукции: с увеличением доли воды в потоке интенсивность отложения парафина снижается по двум причинам:

из-за увеличения суммарной теплоемкости (теплоемкость воды выше, чем теплоемкость нефти) температура потока повышается, что приводит к уменьшению отложения парафина;
из-за изменения характера смачиваемости поверхности, увеличения площади контакта стенки трубопровода с водой.

Смолисто-асфальтеновые вещества (САВ): образование плотных, трудноудаляемых с металлической поверхности парафиновых отложений происходит только при наличии в нефти САВ. В их присутствии поверхность отложений имеет развитую шероховатость, при отсутствии — поверхность становится идеально гладкой, а отложения представляют собой слой с рыхлой структурой и низкими механическими характеристиками. Асфальтены способны выпадать из раствора и самостоятельно участвовать в формировании плотных осадков. В присутствии смол этот процесс усиливается. Т. е. парафин — основной материал отложений, а смолы обладают цементирующими свойствами.

Компонентный состав нефти: от него зависит растворяющая способность нефти по отношению к парафину: чем больше выход светлых фракций (выкипающих до 350 ^о С, тем больше выпадет парафина. Установлено, что нефти с высоким содержанием углеводородов нафтенового и ароматического рядов менее склонны к формированию прочных парафиновых отложений, чем нефти, в составе которых преобладают соединения метанового нормального или парафинового рядов и которые даже при малом содержании высокомолекулярных соединений образуют плотные отложения парафина.

Плотность, вязкость нефти: легкие, маловязкие нефти с большим содержанием легких фракций, выкипающих до 300 °C, способствуют более быстрому накоплению отложений парафина по сравнению с нефтями большей плотности и вязкости. Это объясняется тем, что хотя растворяющая способность нефтей, содержащих больше легких фракций при одинаковых температурных условиях, выше, чем у тяжелых нефтей, она влияет в основном на температуру массовой кристаллизации парафина, понижая ее. В остальном же на процесс формирования и накопления отложений — структурообразование парафина и его агрегативную устойчивость — в основном влияет содержание смол и асфальтенов (основные строительные материалы).

Время: с течением времени количество отложившегося парафина возрастает. Наибольшая интенсивность парафинизации наблюдается вначале процесса, затем скорость роста отложений снижается из-за уменьшения теплоотдачи от нефти во внешнюю среду вследствие увеличения толщины отложившегося слоя парафина.

Для многих залежей характерна высокая температура насыщения нефти парафином: 48 — 50 ^о С.

2.1.3 Температурный режим трубопроводов системы промыслового сбора нефти

Как известно, на процесс выпадения парафина из раствора преобладающее влияние оказывает снижение температуры потока, происходящее вследствие отдачи тепла в окружающую среду и разгазирования нефти по длине подъемных труб. Проведенными исследованиями установлено, что в общем, температурном балансе доля охлаждения потока при разгазировании составляет в среднем 23 — 37%, т. е. основная доля тепла теряется потоком за счет теплоотдачи в окружающую среду. Это в основном происходит в выкидных линиях при движении газонефтяного потока от устья скважины до пунктов сбора нефти.

На характер парафинизации сборных трубопроводов при совместном транспорте нефтегазовых смесей в основном действует распределение температуры по длине участка от устья скважины до пунктов сбора нефти. Потери тепла в выкидных линиях могут различно влиять на распределение и интенсивность парафиновых отложений по длине: чем больше температурный перепад на единицу длины трубопровода, тем больше интенсивность отложений парафина, но при этом зона парафинизации сокращается. Другими словами, чем раньше наступит температурная стабилизация потока, тем меньше участок парафинизации.

Практика показывает, что по всей длине выкидных линий не наблюдается температурной стабилизации потока. Этим можно объяснить тот факт, что парафинизация трубопроводов в промысловой системе сбора нефти наблюдается почти на всю длину. Но зона интенсивных отложений парафина не распространяется далее 200 — 300 м, что необходимо учитывать при осуществлении мероприятий по борьбе с отложениями парафина.

В нефтесборных коллекторах температурные потери значительно ниже, чем в выкидных линиях скважин. Вследствие небольшого содержания свободного газа после 1 ступени сепарации поток в коллекторах по структуре приближается к однофазному. Проведенные на месторождениях Западной Сибири экспериментальные исследования температурных режимов нефтесборных коллекторов показывают, что полный коэффициент теплопередачи от нефтегазовой смеси в окружающий трубопровод грунт составляет около 2 ккал / (м² _* ч_* ^о С). Отсюда следует, что основные температурные потери в системе промыслового сбора нефти происходят до 1 ступени сепарации, т. е. на участках скважина — установка 1 ступени сепарации. Обычно длины участков от трубопроводного замерного устройства (ТЗУ) до нефтесборного коллектора сравнительно небольшие. Температурный режим нефтесборных коллекторов зависит от температуры нефти на установках 1 ступени сепарации и их производительности.

Процесс парафинизации трубопроводов (при прочих равных условиях) определяется двумя параметрами: температурой и скоростью движения потока. Установлено, что уменьшение температуры потока приводит к росту отложений парафина. Увеличение же скорости потока приводит к увеличению зоны запарафинивания трубопровода и перемещению зоны максимальных отложений от устья по длине выкидной линии. Однако замечено, что рост отложений парафина прекращается при достижении определенной скорости потока; это связано с увеличением касательных напряжений на стенках трубопровода до величины, превышающей критические напряжения в отложениях парафина на границе с потоком жидкости.

Следовательно, с точки зрения предотвращения отложений парафина в трубопроводах желательно увеличивать скорости потока, что может быть достигнуто путем некоторого уменьшения диаметра выкидных линий. Увеличение скорости приведет к улучшению температурного режима трубопроводов в связи с тем, что, во-первых, при охлаждении потока (режим турбулентного движения) интенсивность теплоотдачи потока ниже, чем при нагревании потока, во-вторых, теплоотдача зависит еще и от температурного напора, а, следовательно, и от тепловой нагрузки поверхности нагрева — с увеличением температурного напора теплоотдача при нагревании жидкости возрастает, а при охлаждении — убывает. Все эти доводы указывают на то, что выгоднее применять выкидные линии меньшего диаметра. Однако уменьшение диаметра выкидных линий может привести к увеличению гидравлических сопротивлений и увеличению интенсивности отложений парафина.

При выборе диаметра трубопровода в связи с увеличением гидравлических сопротивлений следует учитывать как возможные дебиты скважин, так и минимальные значения возможных напоров на их устье при фонтанном способе эксплуатации.

Если в скважинах при подъеме нефти от забоя к устью определенное влияние оказывает процесс разгазирования нефти, то в выкидных линиях и сборных коллекторах этим процессом можно пренебречь. В этих условиях температура потока снижается только за счет отдачи тепла в окружающую среду.

Температурный перепад влияет на характер парафинизации оборудования резче в трубопроводах, подверженных сезонным температурным колебаниям. А поскольку часто выкидные линии прокладываются по поверхности земли, температурные перепады в зимний период достигают довольно больших величин, что отражается на увеличении интенсивности их запарафинивания. В целом большему температурному перепаду соответствует большая интенсивность запарафинивания оборудования. Длина и толщина отложившегося слоя парафина находятся в прямой зависимости от производительности скважины.

2.1.4 Химические методы борьбы с отложениями парафина в трубопроводах системы промыслового сбора нефти

Химические методы борьбы с отложениями парафина развиваются и создаются по двум основным направлениям:

удаление смолопарафиновых отложений с помощью органических растворителей и водных растворов различных композиций поверхностно-активных веществ (ПАВ);
предотвращение отложения парафина применением химпродуктов, ингибирующих процесс формирования смолопарафиновых отложений.

Такая классификация способов борьбы с oтложeниями парафина построена на основе практических приемов удаления или предотвращения образования отложений, поэтому является формальной.

Исходя из основных положений механизма парафинизации промыслового оборудования, все способы борьбы с отложениями парафина целесообразно классифицировать на основе учета решающих физико-механических свойств взаимодействующих фаз (нефть-парафин-поверхность оборудования):

растворимости парафина в нефти;
особенностей структуры и прочности парафиновых отложений;
энергии взаимодействия кристаллов парафина, взвешенных в объеме нефти, друг с другом и поверхностью оборудования;
энергии межмолекулярных связей между кристаллами парафина и поверхностью, на которой они возникают.

В общем случае любая группа способов борьбы с отложениями парафина может оказаться перспективной, если они основаны на использовании таких свойств взаимодействующих фаз, на которые легко воздействовать в необходимом направлении современными техническими средствами.

Проблему борьбы с отложениями парафина можно решить на наиболее, высоком уровне, применив способы четвертой группы. Это достигается путем использования защитных покрытий, имеющих низкую сцепляемость с нефтяными парафинами, и путем добавления в нефть химических присадок, придающих аналогичные свойства поверхности нефтепромыслового оборудования. Однако возможности их применения на практике неодинаковы.

Как правило, на практике применяются оба метода, которые дополняют друг друга.

Так, до применения ингибиторов необходимо тщательно подготовить скважину — очистить от смолопарафиновых отложений НКТ, арматуру и выкидные пинии с помощью удалителей. После подготовки скважины применяют ингибиторы для предотвращения отложений смолопарафиновой массы.

Исходя из состава АСПО, который зависит от состава нефти, прежде всего ее высокомолекулярной части, и гидрои термодинамических условий формирования отложений производится выбор химических реагентов, удаляющих или предупреждающих отложения.

Подбор химреагентов основан на экспериментальных исследованиях.

Сущность химических методов удаления парафиновых отложений заключается в предварительном их разрушении или растворении с последующим удалением. Для этих целей используются: органические растворители с высокой растворяющей способностью не только твердых углеводородов, но и асфальтосмолистых веществ; водные растворы ПАВ, которые при контакте с парафиновыми отложениями проникают в их толщу и, диспергируя смолопарафиновую массу, снижают их прочность вплоть до разрушения.

Одним из наиболее эффективных способов ликвидации отложений парафина является использование растворителей, объем которых определяется количеством и растворимостью парафина в имеющемся растворителе при средней температуре в скважине. Растворимость парафина зависит от температуры его плавления, температуры кипения растворителя, температуры растворения Растворители и растворы композиций ПАВ более эффективно действуют при повышенной температуре. На практике нередко химические методы удаления парафиновых отложений применяются в сочетании с тепловыми и механическими методами. При этом достигается наибольший технологический и экономический эффект в результате существенного ускорения процесса и полноты удаления смолопарафиновых отложений. Особых ограничений для применения методов удаления смолопарафиновых отложений нет. Вместе с тем при использовании химических методов в сочетании с тепловыми и механическими методами необходимо соблюдать осторожность. Интенсивное удаление таких отложений из сильно запарафиненных объектов может вызвать образование парафиновых пробок в трубопроводе. Такие объекты целесообразно обрабатывать в два-три этапа: вначале с помощью удалителя при обычной температуре, а затем для более полного удаления смолопарафиновых отложений — при повышенной температуре (60 — 70 ^о С).

Легкие углеводородные растворители используются, как правило, без подогрева.

Для предотвращения парафиноотложения применяют разнообразные композиции химических веществ, существенно различающихся по механизму воздействия на образование смолопарафиновых отложений на поверхности оборудования.

Так, композиции, состоящие в основном из ПАВ являются смачивателями поверхности оборудования и диспергаторами смолопарафиновых составляющих отложений. При постоянной дозировке такого химпродукта в скважину на поверхности оборудования создается гидрофильная пленка, препятствующая формированию на ней отложений. Одновременно такой реагент оказывает диспергирующее действие на твердую фазу смолопарафиновых веществ, что способствует беспрепятственному выносу их потоком жидкости. Для предупреждения отложений парафина применяются химреагенты — депрессаторы, предотвращающие рост кристаллов и образование структур с плотной упаковкой молекул твердых углеводородов.

Отложениям парафина препятствуют также химреагенты — модификаторы, изменяющие кристаллическую структуру парафинов в процессе их фазового перехода. Основное требование успешного применения экспериментально подобранных химреагентов — подача реагента в поток продукции скважины до места начала кристаллизации парафина.

Практика показывает, что для предотвращения отложения парафина при добыче, хранении и транспорте нефти применяются:

теплоизоляция трубопроводов;
подогрев нефти;
поддержание пластового давления выше давления начала разгазирования;
добыча нефти в устойчивом турбулентном режиме;
повышение растворяющей способности нефти за счет использования нефтяных растворителей;
эффективные покрытия;
электромагнитное поле или ультразвук;
ингибиторы парафиноотложений.

Каждый способ предотвращения отложений парафина в процессе добычи нефти имеет свою область эффективного применения.

Ингибиторная защита отличается технологической эффективностью, во многом не зависящей от геолого-физических, гидродинамических и термодинамических условий добычи нефти (при подаче ингибитора до начала кристаллизации парафина).

Химические соединения и химреагенты, используемые в качестве ингибиторов парафиноотложений, по механизму действия можно разделить на группы:

адгезионного (смачивающего, гидрофилизирующего, покрывающего) действия;
модифицирующего (депрессорного) действия;
моющего (комплексного, многофазного детергентного действия).

Механизм действия ингибиторов адсорбционного действия заключается в гидрофилизации металлической поверхности нефтепромыслового оборудования (труб) полимерным высокомолекулярным полярным адсорбционным слоем. Этот слой является как бы смазкой для неполярной парафиносодержащей нефтяной фазы, обеспечивающей сокращение отложений на поверхности оборудования.

Ингибиторы модифицирующего действия изменяют кристаллическую структуру парафинов в момент возникновения твердой фазы. В результате образуются дендритные недоразвитые кристаллы парафина, структурно несоединенные друг с другом.

Действие ингибиторов моющего типа заключается в следующем:

ингибитор растворяется в нефти непосредственно или через контакт фаз вода—ингибитор—нефть;
алкановые блоки ПАВ внедряются в парафиноотложения в момент фазового перехода в твердое состояние и сокристаллизуются с ними;
гидрофильные блоки концентрируются на поверхности раздела фаз в воде, стенках оборудования;
гидрофобные блоки концентрируются на поверхности раздела фаз в нефти;
полярные анионные и катионные группы ПАВ воздействуют на зарождение, рост кристаллов и величину частиц дисперсии асфальтосмолопарафиновых отложений;
ингибиторы непрочно адсорбируются на металле и легко смываются потоком пластовой воды или нефти;
двигаясь с потоком продукции скважин, ингибиторы поддерживают парафиноотложения в мелкодисперсном состоянии, обеспечивая отмыв зародышей кристаллов со стенок нефтепромыслового оборудования.

Действие детергентов-удалителей парафиноотложений заключается в следующем. При температуре плавления асфальтосмолопарафиновых отложений (50 — 80 °С) ПАВ способствует отмыву, диспергированию, а также предотвращает повторное отложение парафина при охлаждении нефтяного потока.

В основе технологии применения ингибиторов адсорбционного действия лежит периодическая обработка нефтепромыслового оборудования водным раствором реагента с последующим осаждением его на трубах в течение определенного времени.

Технология имеет ряд недостатков: периодические остановки (простой скважин), смыв слоя со стенок водонефтяным потоком, ограничение эффективной защиты участком обработки, загрязнение оборудования реагентом.

Технология применения ингибиторов модифицирующего действия основана на понижении температуры застывания и улучшении реологических свойств нефти. Процесс осуществляется при условии непрерывной подачи реагента в нефть при температуре выше температуры начала кристаллизации парафина.

Технология использования ингибиторов моющего действия предусматривает диспергирование и отмыв зародышей кристаллов, образующихся как в объеме, так и на стенках оборудования при условии непрерывной подачи реагента в нефть при температуре выше температуры начала кристаллизации парафина.

В основе технологии применения детергентов-удалителей лежит диспергирующее, моющее, эмульгирующее, деэмульгирующее, пенообразующее действие реагента, водный раствор используют при температуре плавления асфальтосмолопарафиновых отложений, периодически обрабатывая нефтепромысловое оборудование.

Технология применения детергентов-растворителей основана на растворении и диспергировании парафиноотложений при температуре ниже температуры плавления парафиновых отложений. Детергенты-растворители используют для периодических обработок парафинизирующегося оборудования.

Химические способы удаления парафиновых отложений с поверхности нефтепромыслового оборудования находят в последнее время все более широкое применение. Для этих целей используются различного рода растворители — отходы химической промышленности. Наиболее эффективными растворителями являются гексановая фракция, бутилбензоловая фракция, легкая пиролизная смола, их композиции и др. (таблица 2).

Таблица 2 — Растворители АСПО


Растворитель	Растворяющая способность, % мас.
Легкая смола пиролиза
Газовый бензин
Бензольная фракция
Кубовый остаток производства бутанолов
Нефрас — П — 150/330
Адсорбент, А — 1

Растворители успешно применяются для депарафинизации выкидных линий, нефтесборных коллекторов. Для депарафинизации выкидных линий растворитель закачивают в объеме, необходимом для заполнения очищаемого интервала, выдерживают 3 — 4 ч, потом запускают скважину. В промысловой практике на 1 км выкидной линии расходуется около 5 м ³ растворителя.

Выбор каждого из указанных способов зависит от характеристики отдельно взятой скважины, от необходимости очистки выкидной линии и т. д. С экономической точки зрения применять растворители нужно после 4 — 5 промывок горячей нефтью или водным раствором ПАВ. При этой технологии нижняя часть лифта промывается растворителем, верхняя — за счет теплоносителя.

Для каждого месторождения в зависимости от физико-химических условий пластовых флюидов может применяться тот или иной способ депарафинизации. Однако изучение условий отложения и свойств парафина обязательно во всех случаях.

2.1.5 Методы борьбы с АСПО в трубопроводах системы промыслового сбора нефти

Борьба с АСПО предусматривает проведение работ по предупреждению образования отложений и их удалению (рисунок 3).

Существует несколько наиболее известных и активно применяемых в нефтедобывающей промышленности методов борьбы с АСПО. Но многообразие условий разработки месторождений и различие характеристик добываемой продукции часто требует индивидуального подхода и даже разработки новых технологий.

Химические методы базируются на дозировании в добываемую продукцию химических соединений, уменьшающих, а иногда и полностью предотвращающих образование отложений. В основе действия ингибиторов парафиноотложений лежат адсорбционные процессы, происходящие на границе раздела между жидкой фазой и поверхностью металла трубы.

Химические реагенты подразделяются на смачивающие, модификаторы, депрессаторы и диспергаторы.

Смачивающие реагенты образуют на поверхности металла гидрофильную пленку, препятствующую адгезии кристаллов парафина к трубам, что создает условия для выноса их потоком жидкости. К ним относятся полиакриламид (ПАА), ИП-1;2;3, кислые органические фосфаты, силикаты щелочных металлов, водные растворы синтетических полимерных ПАВ.

Рисунок 3 — Классификация методов борьбы с АСПО Химические методы базируются на дозировании в добываемую продукцию химических соединений, уменьшающих, а иногда и полностью предотвращающих образование отложений. В основе действия ингибиторов парафиноотложений лежат адсорбционные процессы, происходящие на границе раздела между жидкой фазой и поверхностью металла трубы.

Химические реагенты подразделяются на смачивающие, модификаторы, депрессаторы и диспергаторы.

Модификаторы взаимодействуют с молекулами парафина, препятствуя процессу укрупнения кристаллов. Это способствует поддержанию кристаллов во взвешенном состоянии в процессе их движения. Такими свойствами обладают атактический пропилен с молекулярной массой 2000;3000, — низкомолекулярный полиизобутилен с молекулярной массой 8000−12 000, алифатические сополимеры, сополимеры этилена и сложного эфира с двойной связью, тройной сополимер этилена с винилацетатом и винилпиролидоном, полимер с молекулярной массой 2500−3000.

Механизм действия депрессаторов заключается в адсорбции молекул на кристаллах парафина, что затрудняет их способность к агрегации и накоплению. К известным депрессаторам относятся «Парафлоу АзНИИ», алкилфенол ИПХ-9, «Дорад-1А», ВЭО-504 ТюмИИ, «Азолят-7» .

Диспергаторы — химические реагенты, обеспечивающие образование тонкодисперсной системы, которая уносится потоком нефти, что препятствует отложению кристаллов парафина на стенках труб. К ним относятся соли металлов, соли высших синтетических жирных кислот, силикатно-сульфанольные растворы, сульфатированный щелочной лигнин. Использование химреагентов для предотвращения образования АСПО во многих случаях совмещается с:

процессом разрушения устойчивых нефтяных эмульсий;
защитой нефтепромыслового оборудования от коррозии;
защитой от солеотложений;
процессом формирования оптимальных структур газожидкостного потока.

Разработан достаточно широкий ассортимент химических реагентов для борьбы с АСПО. В настоящее время применяются следующие марки реагентов:

бутилбензольная фракция (бутиленбензол, изопропилбензол, полиалкилбензолы).
Предложен к использованию СевКавНИПИнефть;
толуольная фракция (толуол, изопентан, н-пентан, изопрен);

СНПХ-7р-1 — смесь парафиновых углеводородов нормального и изостроения, а также ароматических углеводородов (ОАО «НИИнефтехим», г. Казань);
СНПХ-7р-2 — углеводородная композиция, состоящая их легкой пиролизной смолы и гексановой фракции (ОАО «НИИнефтехим», г. Казань);
ХПП-003, 004, 007 (ЗАО «Когалымский завод химреагентов», г.

Когалым);

МЛ-72 — смесь синтетических ПАВ;
реагенты типа СНПХ-7200, СНПХ-7400 — сложные смеси оксиалкилированных ПАВ и ароматических углеводородов (ОАО «НИИнефтехим», г. Казань);
реагент ИКБ-4, оказывающий комплексное воздействие на АСПО и коррозию металла труб (ИНХП, г. Уфа);
ИНПАР (Опытный завод «Нефтехим», г. Уфа);
СЭВА-28 — сополимер этилена с винилацетатом (ВНИИНП и ВНИИТнефть, г. Москва).

Кроме перечисленных реагентов в нефтегазодобыче используют также Урал-04/88, ДМ-51; 513; 655; 650, ДВ-02; 03, СД-1; 2, О-1, В-1, ХТ-48, МЛ-80, Прогалит ГМ20/40 и НМ20/40.

Наряду с высокой стоимостью существенным недостатком химического метода является сложность подбора эффективного реагента, связанная с постоянным изменением условий эксплуатации в процессе разработки месторождения.

Методы, относимые к физическим, основаны на воздействии механических и ультразвуковых колебаний (вибрационные методы), а также электрических, магнитных и электромагнитных полей на добываемую и транспортируемую продукцию.

Вибрационные методы позволяют создавать ультразвуковые колебания в области парафинообразования, которые, воздействуя на кристаллы парафина, вызывают их микроперемещение, что препятствует осаждению парафина на стенках труб.

Воздействие магнитных полей следует отнести к наиболее перспективным физическим методам. Использование в нефтедобыче магнитных устройств для предотвращения АСПО началось в пятидесятые годы прошлого века, но из-за малой эффективности широкого распространения не получило. Отсутствовали магниты, достаточно долго и стабильно работающие в условиях скважины. В последнее время интерес к использованию магнитного поля для воздействия на АСПО значительно возрос, что связано с появлением на рынке широкого ассортимента высокоэнергетических магнитов на основе редкоземельных материалов. В настоящее время около 30 различных организаций предлагает магнитные депарафинизаторы.

Установлено, что под воздействием магнитного поля в движущейся жидкости происходит разрушение агрегатов, состоящих из субмикронных ферромагнитных микрочастиц соединений железа, находящихся при концентрации 10−100 г/т в нефти и попутной воде. В каждом агрегате содержится от нескольких сотен до нескольких тысяч микрочастиц, поэтому разрушение агрегатов приводит к резкому (в 100−1000 раз) увеличению концентрации центров кристаллизации парафинов и солей и формированию на поверхности ферромагнитных частиц пузырьков газа микронных размеров. В результате разрушения агрегатов кристаллы парафина выпадают в виде тонкодисперсной, объемной, устойчивой взвеси, а скорость роста отложений уменьшается пропорционально уменьшению средних размеров выпавших совместно со смолами и асфальтенами в твердую фазу кристаллов парафина. Образование микропузырьков газа в центрах кристаллизации после магнитной обработки обеспечивает, по мнению некоторых исследователей, газлифтный эффект, ведущий к некоторому росту дебита скважин.

В нефтедобыче используют тепловые, химические и механические методы удаления АСПО. Тепловые методы основаны на способности парафина плавиться при температурах выше 50 0С и стекать с нагретой поверхности. Для создания необходимой температуры требуется специальный источник тепла, который может быть помещен непосредственно в зону отложений, или необходимо вырабатывать теплосодержащий агент на устье скважины. В настоящее время используют технологии с применением:

горячей нефти или воды в качестве теплоносителя;
острого пара;
электропечей наземного и скважинного исполнения;
электродепарафинизаторов (индукционных подогревателей), осуществляющих подогрев нефти в скважине;
реагентов, при взаимодействии которых протекают экзотермические реакции.

Технология применения теплоносителя предусматривает нагрев жидкости в специальных нагревателях (котельных установках передвижного типа) и подачу ее в скважину способом прямой или обратной промывки. Обратная промывка более предпочтительна, так как при этом исключено образование парафиновых пробок, часто возникающих при прямой промывке.

Недостатками данных методов являются их высокая энергоемкость, электрои пожароопасность, ненадежность и низкая эффективность применяемых технологий.

Применение растворителей для удаления уже образовавшихся отложений является одним из наиболее известных и распространенных интенсифицирующих методов в технологических процессах добычи, транспорта, хранения и переработки нефти. Однако и здесь проблема подбора растворителя в конкретных условиях весьма далека от своего разрешения. Как правило, подбор растворителей АСПО осуществляется эмпирически. Это связано с недостатком информации об их структуре и свойствах и малой изученностью механизма взаимодействия нефтяных дисперсных систем с растворителями.

Механические методы предполагают удаление уже образовавшихся отложений АСПО на НКТ. Для этой цели разработана целая гамма скребков различной конструкции.

По конструкции и принципу действия скребки подразделяют на:

пластинчатые со штанговращателем, имеющие две режущие пластины, способные очищать АСПО только при вращении. Для этого используют штанговращатели, подвешенные к головке балансира станка-качалки. Вращение колонны штанг и, следовательно, скребков происходит только при движении вниз. Таким путем скребок срезает АСПО с поверхности НКТ;

спиральные, возвратно-поступательного действия;
«летающие», оснащенные ножами-крыльями, которые раскрываются при движении вверх, что обеспечивает им подъемную силу.

Применяют, как правило, в искривленных скважинах.

Использование такого метода борьбы с АСПО значительно осложняется тем, что для его применения часто необходима остановка работы скважины и предварительная подготовка поверхности труб (для некоторых видов скребков).

Кроме того, возможно застревание скребков, обрыв их крепления и некоторые другие осложнения.

Как метод предотвращения АСПО следует отдельно выделить применение гладких защитных покрытий из лаков, стекла и эмали. При перевозках, спускоподъемных операциях и в скважинах НКТ подвергаются значительным ударным, растягивающим, сжимающим, изгибающим и другим нагрузкам. Стеклянное покрытие ввиду его хрупкости, значительной толщины и отсутствия сцепления с металлом трубы не надежно и разрушается в процессе спускоподъемных операций. Последнее приводит к образованию стеклянных пробок в колонне НКТ и заклиниванию насосов. Кроме того, технология нанесения стеклянных и эмалевых покрытий предполагает нагрев труб до 700−800 0С, что вызывает необратимые процессы в структуре металла и расплавление вершин резьб.

Были опробованы НКТ с покрытиями из бакелитового лака, бакелито-эпоксидной композиции, эпоксидного лака и стеклоэмали. Недостаточные термои морозостойкость эпоксидных смол являются сдерживающим фактором их широкого применения. С этих позиций лучшими могут считаться НКТ, футерованные стеклоэмалью. Прочность и адгезия эмали высоки. Сколы в процессе спускоподъемных операций и транспортировки не наблюдаются.

Большое сопротивление истиранию, низкие теплои электропроводность открывают большие перспективы внедрения труб со стеклоэмалевым покрытием в нефтедобывающей промышленности.

2.2 Анализ работы системы сбора нефти на Арланском месторождении

Промысловое обустройство требует большого объема капитальных вложений, значительная доля которых приходится на сооружение системы сбора и транспорта продукции скважин. Поэтому совершенствование и упрощение систем сбора и транспорта нефти и газа имеет первостепенное значение как для снижения капитальных затрат и эксплуатационных расходов, так и для сокращения сроков обустройства и, следовательно, для ускорения ввода в действие новых нефтяных месторождений.

Значительное сокращение потерь нефтяного газа, представляющего большую ценность как высококалорийное топливо и сырье для химической промышленности, является актуальным вопросом.

Отставание строительства объектов по сбору и утилизации попутного газа приводит к тому, что часть газа сжигается в факелах в период разведки и освоения месторождений.

Для транспорта нефти и газа тратится дорогостоящая энергия насосных и компрессорных станций, в то время как естественная энергия фонтанных скважин не используется.

Все это приводит к тому, что применяемые системы нефтегазосбора являются дорогими и металлоемкими, а промысловое хозяйство в целом характеризуется невысокими технико-экономическими показателями.

Организация крупных централизованных сборных пунктов значительно упрощает схемы нефтегазосбора отдельных промыслов и создает благоприятные условия для их объединения в более крупные административно-хозяйственные единицы. Разделение нефти и газа и соответствующая их обработка на крупных централизованных пунктах более выгодны, чем на разбросанных мелких объектах. Такая централизация позволяет снизить потери легких фракций нефти, улучшить подготовку нефти, осуществить более глубокую переработку газа и обеспечить максимальное извлечение сырья для химической промышленности.

Разработан ряд принципиально новых герметизированных систем нефтегазосбора, в основу которых положен прогрессивный метод совместного транспорта нефти и газа как в двухфазном, так и однофазном состояниях (транспорт газонасыщенной нефти) на большие расстояния, измеряемые десятками километров, под давлением, достигающим 70*10 ⁵ н/м² (Па).

Это позволило значительно улучшить технико-экономические показатели нефтепромыслового хозяйства в целом

2.2.1 Работа системы сбора продукции скважин

Система сбора продукции скважин должна отвечать следующим основным требованиям:

обеспечения непрерывной добычи и сбора продукции;

максимальная герметизация систем сбора и подготовки продукции

скважин;

осуществление эффективного разрушения нефтяной эмульсии

реагентами-деэмульгаторами;

обеспечение антикоррозийной защиты трубопроводов;
исключение аварийной ситуации;

снижение материальных и энергетических затрат на перекачку

продукции скважин;

обеспечение предварительного сброса воды, очистки и утилизации

сточных вод;

глубокое разрушение эмульсии на составляющие фазы на ступенях

сепарации, обезвоживания и обессоливания нефти;

величина технологических потерь углеводородов должна быть ниже

нормативных по отрасли;

работа объектов при минимальном наборе технологического

оборудования;

система сбора и подготовки продукции скважин должна быть

оборудована высоконадежными приборами КИПиА.

Попутная деэмульсация добываемой продукции должна осуществляться по развитой схеме от скважины до УПН таким образом, чтобы все потоки были достаточно обработаны дэемульгаторами. Дозирование реагентов-дэемульгаторов в систему сбора следует осуществлять в соответствии с РД 39−1-1315−85 так, чтобы эмульсия нефти ступенчато могла готовиться к процессу эффективного обезвоживания. Существующая система сбора и подготовки продукции скважин на Арланском месторождении предусматривает сбор продукции скважин, подготовку нефти, предварительный сброс воды и транспортировку подготовленной нефти в цех ППН для до подготовки.

2.2.2 Принципиальная система сбора на Арланском месторождении

Сбор нефти, газа и воды на Арланском месторождении осуществляется по групповой герметизированной однотрубной напорной схеме. Газожидкостная смесь от скважин направляется на групповые замерные установки. Далее через трубные водоотделители (ТВО) на дожимные насосные станции (ДНС).

Продукция скважин Арланского месторождения нефти собирается в установки подготовки нефти: установка комплексной подготовки нефти (УКПН) «Шушнур», установка подготовки нефти (УПН) «Ташкиново» и УПН «Саузбашево». Газ, выделившийся из первой ступени сепарации, сжигается на факелах. Газ второй и третьей ступени сепарации на УКПН используется в качестве топлива или сжигается на факеле. Сточные воды подготавливаются на установке подготовки сточных вод (УПСВ) и через кустовые насосные станции (КНС) и блочные кустовые насосные станции (БКНС) закачивается в нагнетательные скважины.

Высоконапорная однотрубная система сбора предложена в Грозненском нефтяном институте. Ее отличительной особенностью является совместный транспорт продукции скважин на расстояние в несколько десятков километров за счет высоких (до 6 … 7 МПа) устьевых давлений.

Применение высоконапорной однотрубной системы позволяет отказаться от сооружения участковых сборных пунктов и перенести операции по сепарации нефти на центральные сборные пункты. Благодаря этому достигается максимальная концентрация технологического оборудования, укрупнение и централизация сборных пунктов, сокращается металлоемкость нефтегазосборной сети, исключается необходимость строительства насосных и компрессорных станций на территории промысла, обеспечивается возможность утилизации попутного нефтяного газа с самого начала разработки месторождений.

Недостатком системы является то, что из-за высокого содержания газа в смеси (до 90% по объему) в нефтегазосборном трубопроводе имеют место значительные пульсации давления и массового расхода жидкости и газа. Это нарушает устойчивость трубопроводов, вызывает их разрушение из-за большого числа циклов нагружения и разгрузки металла труб, отрицательно влияет на работу сепараторов и контрольно-измерительной аппаратуры.

Высоконапорная однотрубная система сбора может быть применена только на месторождениях с высокими пластовыми давлениями.

3. РАЗДЕЛ ОБЩЕГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ

3.1 Проектирование трубопроводов системы сбора

Трубопроводы системы сбора и подготовки нефти и газа предназначены для транспортировки продукции скважин от их устья до нефтеперекачивающих станций товарно-транспортных организаций; для подачи сточных вод от УПВ до нагнетательных скважин.

Общая протяженность промысловых трубопроводов достигает сотен километров только по одному промыслу.

3.1.1 Классификация трубопроводов

По назначению:

выкидные линии — транспортируют продукцию скважин от устья до ГЗУ;
нефтегазосборные коллекторы — расположены от ГЗУ до ДНС;
нефтесборные коллекторы — расположены от ДНС до центрального пункта сбора (ЦПС);
газосборные коллекторы — транспортируют газ от пункта сепарации до компрессорной станции.

По величине напора:

высоконапорные — выше 2,5 МПа;
средненапорные — 1,6−2,5 МПа;
низконапорные — до 1,6 МПа;
безнапорные (самотечные).

Самотечным называется трубопровод, перемещение жидкости в котором происходит только за счет сил тяжести. Если при этом нефть и газ движутся раздельно, то такой нефтепровод называют свободносамотечным, а при отсутствии газовой фазы — напорно-самотечным.

По типу укладки:

подземные;
наземные;
подвесные;
подводные.

По гидравлической схеме:

простые, то есть не имеющие ответвлений;
сложные, то есть имеющие ответвления или переменный по длине расход, или вставку другого диаметра, или параллельный участок, а также кольцевые.

По характеру заполнения сечения:

трубопроводы с полным заполнением сечения трубы жидкостью;
трубопроводы с неполным заполнением сечения.

Полное заполнение сечения трубы жидкостью обычно бывает в напорных трубопроводах, а неполное может быть как в напорных, так и в безнапорных трубопроводах. С полным заполнением сечения жидкостью чаще бывают нефтепроводы, транспортирующие товарную нефть, то есть без газа, и реже — выкидные линии. Нефтесборные коллекторы обычно работают с неполным заполнением сечения трубы нефтью, так как верхняя часть сечения коллектора занята газом, выделившимся в процессе движения нефти.

3.1.2. Основные принципы проектирования трубопроводов

Проектирование трубопроводов на площади месторождения сводится к решению следующих основных задач:

выбор трассы трубопроводов, исходя из расположения скважин на месторождении, их дебита и рельефа поверхности;
выбор рациональных длин и диаметров трубопроводов, отвечающих минимальному расходу металла, минимуму затрат на строительство и эксплуатацию;
гидравлический, тепловой и механический расчет трубопроводов.

3.2 Основные элементы системы сбора, транспорта и подготовки промысловой продукции

Технологическая модель современной системы сбора промысловой продукции, транспорта и подготовки нефти и воды состоит из девяти элементов.

Элемент 1. Участок от устья добывающих скважин до групповых замерных установок (ГЗУ), здесь продукция скважин в виде трехфазной смеси (нефть, газ, вода) по отдельным трубопроводам перекачивается до узла первичного замера и учета продукции.

Элемент 2. Включает участок от ГЗУ до дожимных насосных станций (ДНС), где продукция скважин разделяется на жидкую и газовую фазы (первая ступень сепарации).

На данном участке возможно образование достаточно высокодисперсной водогазонефтяной эмульсии, стойкость которой будет зависеть от физико-химических характеристик конкретной нефти и воды.

Элемент 3. ДНС—газосборная сеть (ГСС).

В этом элементе нефтяной газ из булитов (емкостей), являющихся первой ступенью сепарации, отбирается в газосборную сеть под давлением узла сепарации.

Элемент 4. ДНС — УКПН. Данный элемент включает участок от ДНС до установки комплексной подготовки нефти (УКПН).

В некоторых нефтяных регионах такой узел называют «центральный пункт сбора продукции (ЦПС)».

Элемент 5. ДНС — установка предварительного сброса воды (УПСВ).

Часто данный элемент бывает совмещенным с одновременным отделением газа первой ступени сепарации; затем вода проходит доочистку до нужного качества.

Элемент 6. УПСВ — КНС. Отделившаяся вода необходимого качества и количества из емкостей УПСВ (отстойные аппараты) силовыми насосами подается на кустовую насосную станцию (КНС) для нагнетания в пласт.

Элемент 7. УКПН — установка подготовки воды. Этот элемент также является совмещенным, т.к.одна из ступеней используется для отделения и очистки водной фазы, а вторая — для разделения и разрушения эмульсии промежуточного слоя, которая накапливается в резервуарах товарного парка.

Элемент 8. Установка подготовки воды — КНС. Вся водная фаза (как сточная вода) с узла подготовки воды по отдельному трубопроводу транспортируется в этом элементе до кустовой насосной станции.

Элемент 9. КНС — нагнетательная скважина (пласт).

На этом участке очищенная от мехпримесей и нефтепродуктов сточная вода силовыми насосами КНС закачивается в нагнетательную скважину и далее в пласт.

На основании обобщения передового опыта эксплуатации и научных исследований в отрасли разработаны унифицированные технологические схемы по сбору и подготовке нефти, газа и воды.

В основу этих схем положено совмещение в системе герметизированного нефтегазосбора процессов транспорта и подготовки продукции скважин для ее последующего разделения в специальном оборудовании при максимальном концентрировании основного оборудования по подготовке нефти, газа и воды на центральных нефтесборных пунктах (ЦНП).

Это дает возможность автоматизировать промысловые объекты с наименьшими капитальными вложениями.

Существует несколько вариантов унифицированных технологических схем.

Например:

I ступень сепарации размещается на площадке ДНС, осуществляется предварительное обезвоживание нефти при давлении I ступени сепарации. Качество сбрасываемой пластовой воды должно удовлетворять требованиям к ее закачке в трещиновато-пористые коллекторы как наиболее распространенные.

На месторождении размещается сепарационная установка без сброса воды.

Нефть совместно с выделившимся из нее газом в нормальных условиях не может транспортироваться на большие расстояния, т.к. объем выделившегося газа в несколько десятков раз превышает объем жидкости и для совместного их транспорта необходимо было бы сооружать трубопроводы большого диаметра, что очень дорого. Поэтому на нефтяных месторождениях совместный сбор и транспорт нефти и нефтяного газа осуществляют только на экономически целесообразные расстояния (табл. 2), а затем нефть и выделившийся из нее газ транспортируют отдельно. Для этого предварительно разделяют нефтегазовый (нефтеводогазовый) поток на два — нефтяной (водонефтяной) и газовый.

Нефть, прошедшая установки подготовки, называется товарной.

Нефти различных месторождений отличаются по химическому составу и товарным свойствам. Из некоторых нефтей можно получить без дополнительной обработки высокооктановый бензин; другие, например, мангышлакская, содержат в большом количестве парафины, являющиеся ценным химическим сырьем.

Схема переработки нефти на заводе зависит от качества нефти. Например, при переработке сернистых нефтей в состав завода включаются установки по очистке продукции от серы, при переработке парафинистых нефтей — установки депарафинизации.

Но вводить раздельную перекачку нефтей в зависимости от их сортов нерационально, т.к. это усложнит нефтепромысловое хозяйство, увеличит размеры резервуарного парка, приведет к созданию сложной системы нефтепроводов.

Поэтому на практике нефти смешиваются в районах добычи и направляются на переработку в виде смеси.

По магистральному трубопроводу в пределах определенного региона перекачивается типовая нефть.

Смешиваются нефти после их исследования. Иначе может произойти обесценивание получаемой продукции. Например, если смешать сернистую и малосернистую нефти, то не удастся получить малосернистый кокс и т. д.

3.3 Характеристика используемого оборудования для удаления АСПО в трубопроводах

По конструкции и принципу действия скребки подразделяют на:

пластинчатые со штанговращателем, имеющие две режущие пластины, способные очищать АСПО только при вращении. Для этого используют штанговращатели, подвешенные к головке балансира станка-качалки. Вращение колонны штанг и, следовательно, скребков происходит только при движении вниз. Таким путем скребок срезает АСПО с поверхности НКТ;

спиральные, возвратно-поступательного действия;
«летающие», оснащенные ножами-крыльями, которые раскрываются при движении вверх, что обеспечивает им подъемную силу.

Применяют, как правило, в искривленных скважинах.

Кроме того, возможно застревание скребков, обрыв их крепления и некоторые другие осложнения.

В последние годы вместо металлических пластинчатых скребков на штангах укрепляют пластиковые скребки. Они одновременно играют роль центраторов. Есть информация, что при использовании скребков-центраторов протирается НКТ.

Скребок колонный (скрейпер) СК 102, СК-114,СК-127, СК 140−146, СК-168, СК-178.

Скрейпер универсальный предназначен для удаления коррозии, глинистой корки, цементной оболочки, парафинистых отложений с внутренних стенок обсадных труб с условным диаметром 102; 114; 127; 140; 146; 168, 178. иПри этом

Конструкция скребка предусматривает возможность плавной регулировки прижимного усилия ножей. Комплектация: скребок в сборе.

Габариты:

длина — 770 мм;
длина СК-127 — 690 мм;

диаметр проходного отверстия — 32 мм;
присоединительная резьба — З-76 В-76 ГОСТ Р50 864−96;
диаметр для СК 140−146 — 116−134;
диаметр для СК 168 —: 140−156;
диаметр для СК 127 — 100−116.

Перекрытие очищаемой поверхности ножами скребка — 360 градусов.

Скребок гидромеханический (скрейпер) СГМ 140−146; СГМ-168.

Универсальный скребок для удаления коррозии, глинистой корки, цементной оболочки и АСПО. По сравнению с универсальными механическими скребками серии СК скребки СГМ имеют повышенную эффективность за счет надежного прижима ножей, выдвигаемых поршнями под действием перепада давления промывочной жидкости. Скребок отличается от аналогов отсутствием резиновой камеры. Для повышения стойкости ножи скребка могут быть армированы гранулами серии REX из твердого сплава марки ВК8 или ВК8ВК Скребок лепестковый (скрейпер) для очистки насосно-компрессорных труб.

Назначение. Раздвижной скребок предназначен для механической очистки внутренней поверхности насосно-компрессорных труб (НКТ) диаметром 60, 73, 89 от органических и неорганических отложений действующих скважин, оснащенных электропогружными центробежными насосами. Скребок отличается тем, что для очистки трубы не требуется принудительный прижим ножей к внутренней стенке НКТ — ножи прижимаются самостоятельно за счет конструкции скребка и заточки ножей. При спуске в трубу скребок складывается — осуществляется холостой ход, а при подъеме вверх раскрывается для очистки трубы. Отделенные от стенок НКТ отложения потоком нефти выносятся из скважины. Стандартная сборка из одной режущей секции. При необходимости повышения эффективности очистки, скребок составляют из двух режущих секций. Для облегчения спуска в скважину к скребку крепится утяжелитель. Комплектация: скребок (одна режущая секция), утяжелитель.

Габаритные размеры скребков:

Условные диаметры, очищаемых труб — 60,73,89 мм Диаметр скребков в рабочем (раскрытом) положении, мм — 44, 56,73

Длина скребков, мм — 1580, 1780

Масса скребков — 7,6 кг, 9,8 кг, 12

Коэффициент перекрытия очищаемой поверхности — 1,1

Достоинства изделия:

прост и надежен в эксплуатации.
использование скребка позволяет увеличить межремонтный период скважины.

Скребок колонный комбинированный (скрейпер) СКК 140;146

Специальный скребок для удаления АСПО с внутренних стенок обсадных труб условным диаметром 140 и 146 мм. На комбинированный скребок можно установить различные по назначению и количеству чистящие элементы: ножи и/или щетки. Для удаления парафиновых и смолистых отложений предусмотрены ножи с углом заточки 15°, а для твердых наслоений — 3°. Щетки используются в качестве предварительных разрыхлителей. Наиболее эффективная очистка труб от парафина достигается одновременной установкой на скребок щеток и ножей: щетки разрыхляют парафин, а ножи его срезают.

Скребок «Киргыч». Устройство и принцип действия. Содержит корпус 1, в поперечных окнах которого установлены поршни 2, взаимодействующие с ножами 3, установленными в проточках корпуса. Под действием давления жидкости поршни выдвигаются и прижимают ножи к стенкам обсадной колонны при одновременной промывке через отверстие 4.

Преимущества. Простота, надежность, легко заменяются ножи, хорошее качество очистки.

Внедрение. Более 2000 операций.

3.4 Образование парафина в обводненных пластах Арланского месторождения

В нашей стране широкое распространение получила разработка нефтяных месторождений с применением заводнения пласта, этот метод так же применен на Вятской площади Арланского месторождения. Обычно не устанавливается каких-либо ограничений на содержание в нагнетаемой воде растворенного кислорода. В нагнетаемой речной и подрусловой воде содержится около 10 мг/л кислорода. За время разработки месторождения с поддержанием пластового давления в пласт закачивается огромное количество воды и соответственно очень много кислорода. Известно, что кислород является очень активным элементом и энергично взаимодействует с металлом водоводов, с некоторыми соединениями, растворенными в пластовой воде, с породами, слагающими пласты и с нефтью. Как показали многочисленные анализы добываемой из скважин попутной воды, кислород в ней отсутствует. Следовательно, кислород полностью расходуется из воды на пути ее от нагнетательных до эксплуатационных скважин.

Процессы взаимодействия кислорода, растворенного в воде с нефтью, изучены недостаточно хорошо. Известно, что кислород, прежде всего, взаимодействует с ароматическими и нафтеновыми углеводородами нефти и сернистыми соединениями, переводит их и смолистые вещества; кислород взаимодействует и со смолами, при этом последние подвергаются окислительной конденсации и превращаются в асфальтены. К сожалению, на данный момент, данный вопрос недостаточно полно изучен, нет точных данных и не приводится сведений об изменении плотности, вязкости нефти в результате ее взаимодействия с кислородом. Кроме того, опыты проводились при простом контакте нефти с воздухом.

В пластовых условиях окисление нефти будет происходить в процессе диффузии кислорода из воды в нефть. В условиях высокого пластового давления кислород будет находиться в нефти после диффузии из воды в растворенном состоянии. Поэтому, опыты проводились в промысловых лабораториях при нагнетания проектировали по внутреннему контуру нефтеносности, при этом отрезалась широкая водонефтяная зона залежи. При разрезании площади в центральной части верхней продуктивной пачки, выделялись три эксплуатационных участка, по форме и размерам аналогичные участкам нижней пачки. Ширина их 4 -5 км. Периферийные полосы верхней продуктивной пачки помимо внутриконтурного подвергались законтурному заводнению. Расположение линий нагнетания, по мнению авторов, несколько неудачное для эффективного воздействия на залежи нефти верхней продуктивной пачки, т. к. при этом менее продуктивные периферийные полосы подвергаются более эффективному воздействию.

Основной причиной низкой нефтеотдачи, как показали расчеты, является малый охват пластов заводнением.

Были также рассчитаны технологические показатели периодической закачки воды и воздуха в нагнетательные скважины. При этом расчеты показали, что количество попутно добываемой воды значительно уменьшается, а нефтеотдача возрастает. Так, через 25 лет с начала эксплуатации при периодической закачке воды и воздуха нефтеотдача достигает 47%, при обычном заводнении — только 39%.

Опыт разработки крупных нефтяных месторождений показывает, что извлечение нефти может быть осуществлено в приемлемые сроки и при достаточно высокой экономической эффективности процесса разработки лишь путем применения методов внутриконтурного заводнения с выделением отдельных эксплуатационных участков в обособленные объекты разработки. Выбор наиболее благоприятных линий внутриконтурного заводнения, а также отдельных эксплуатационных полей оптимальных размеров был произведен на основании комплексного геологического и технико-экономического анализа с последующим сравнением показателей различных вариантов осуществления процесса.

Было предложено разрезание месторождения. Линии внутриконтурного заводнения располагались таким образом, чтобы выделить отдельные поднятия, приуроченные к нижней продуктивной пачке, в объекты самостоятельной разработки. Нагнетательные скважины располагали в соответствии с этим принципом повсеместно, за исключением юго-восточной части площади, где линией нагнетания были объединены в один эксплуатационный объект два поднятия. Рассматриваемый вариант обеспечивал разработку нижней продуктивной пачки, в основном, путем законтурного заводнения. Предусматривалось частичное применение внутриконтурного заводнения через нагнетательные скважины, расположенные в прогибах между отдельными поднятиями, где отмечался глубокий заход контуров нефтеносности. На северо-западной части месторождения линию разработки. Во — вторых, внутриконтурные нагнетательные скважины располагали в зонах наиболее мощных пластов песчаников с тем, чтобы при нагнетании в пласт рабочего агента достигался наибольший охват пластов заводнением. В — третьих, внутриконтурные нагнетательные скважины размещали в прогибах между отдельными поднятиями для того, чтобы, с одной стороны, по возможности вскрыть законтурные зоны залежей VI пласта и обеспечить наиболее эффективное вытеснение нефти к забоям скважин, а с другой, чтобы при вскрытии разреза с повышенной толщиной песчаных пластов создать режим вытеснения, удовлетворяющий дополнительные требования, обусловленные техникой и технологией организации заводнения. Так, например, учитывая возможность раздельной закачки рабочего агента в несколько пластов через одну скважину, было предусмотрено совмещение нагнетательных скважин во внутриконтурных разрезающих рядах. При этом запроектированная система внутриконтурного заводнения должна разрабатывать нижнюю продуктивную пачку, в основном, путем законтурного заводнения, а верхнюю — в сочетании с внутриконтурным.

В целях достижения наиболее высокой нефтеотдачи залежей и эффективного вытеснения нефти особое внимание уделено выбору рабочего агента.

Опыт разработки нефтяных месторождений страны и ряда зарубежных стран, а также результаты лабораторных исследований показали низкую эффективность метода заводнения для условий, аналогичных Вятской площади Арланского месторождения. Известно, что не было случаев удачного заводнения при вязкости пластовой нефти, превышающей 40 мПа/с. На Арланском месторождении, содержащем, как уже отмечалось ранее, нефть повышенной вязкости, не следует ожидать высокой нефтеотдачи и эффективности разработки при применении обычных методов заводнения. Полученный вывод обоснован результатами теоретических расчетов, которые показали, что, в отличие от девонских месторождений, разработка залежей нефти нижнего карбона будет сопровождаться добычей большого количества попутной воды. Для достижения той же нефтеотдачи, которая ожидается по девонским месторождениям, здесь придется вырабатывать залежи при значительно больших водных факторах.

Прилипание кристаллов парафина к поверхностям насосно-компрессорных труб.

Как отложения, всякое накопление твердой фазы на границе раздела твердое тело — жидкость, в том числе и образование парафиновых отложений, в принципе может происходить путем:

выкристаллизовыванием твердой фазы из насыщенного раствора;
возникновения газовых пузырьков и поведением их при подъеме жидкости;
Известно, что газовый пузырек в жидкости появляется скачком, достигая почти мгновенно своих конечных размеров. Такое выделение и расширение газа идет с поглощением тепла.

Возникновение газовой фазы в потоке значительно повышает интенсивность отложения парафина на внутренней поверхности труб. Объясняется это тем, что к процессу отложения парафина, рассмотренному выше, дополняется новый процесс, обусловленный возникновением газовых пузырьков на стенках труб и отрывом их от поверхности. С возникновением в нефти газовых пузырьков и твердых частиц в виде кристаллического парафина начинается процесс, который в какой-то мере можно сравнить с «пенной флотацией» руд и минералов.

Механизм образования парафиновых отложений в начальной стадии развития трехфазного потока в скважине аналогичен образованию накипи в паровых котлах и других установках, в которых происходит кипение воды, содержащей растворенные соли. Только в котлах переход жидкости в газовую фазу идет под действием интенсивного нагрева раствора, а в скважине выделение газа обусловлено падением внешнего давления.

Но в обоих случаях при отрыве пузырька часть твердых частиц, имевшихся на границе раздела фаз, остается на твердой поверхности.

Механизм отложения парафина при отрыве газовых пузырьков, заключается в следующем:

При отрыве пузырька, давление под ним становится несколько меньшим давления в объемной фазе, а давление в пространстве между пузырьком и стенкой трубы резко уменьшается. При этом снижается температура, так как процесс отрыва сопровождается ростом поверхностной энергии.

Вследствие большой скорости отрыва и уменьшения поверхности пузырька в этот момент часть кристаллов парафина под действием встречного тока жидкости, возникшего в момент отрыва, сносится с поверхности пузырька и при соприкосновении со стенкой прилипает к ней непосредственно на стенки труб. В этом случае снижение температуры нефти происходит, естественно, только за счет теплоотдачи в грунт.

Отсутствие в объеме жидкости так называемых центров кристаллизации приводит, возможно, к определенному перенасыщению нефти парафином [«https:// «, 25].

Соприкосновение насыщенной парафином нефти со стенкой трубы, имеющей пониженную температуру и шероховатую поверхность, обусловливает возникновение на ней отдельных кристаллов парафина, которые, продолжая расти и питаясь из маточного раствора, образуют сравнительно прочную корку парафиновых отложений на внутренней поверхности НКТ.

Следует отметить, что интенсивность отложения парафина при этих термодинамических условиях будет сильно зависеть от скорости потока. При ламинарном характере потока интенсивность отложения парафина небольшая, так как объем нефти, контактирующий с поверхностью трубы, невелик. Поэтому лишь небольшой процент выпавшего парафина принимает участие в создании твердых отложений.

С повышением скорости потока и нарушением ламинарного характера течения жидкости (особенно при наличии больших зазоров в местах муфтовых соединений) объем нефти, контактирующий с поверхностью трубы, увеличивается и повышается интенсивность отложения парафина.

При дальнейшем увеличении скорости интенсивность отложения парафина вновь начинает снижаться. Это объясняется тем, что при высоких скоростях отложившийся на стенках труб парафин срывается потоком нефти.

Такие явления очень часто наблюдаются в промысловой практике. Кроме того, эти данные подтверждаются результатами исследований.

По мере дальнейшего снижения давления и достижения определенной степени перенасыщения, при которой имевшиеся инородные частички способны служить центрами выделения или при которой достигается возможность самопроизвольного возникновения зародышей новой фазы, из нефти начинает выделяться газ в виде мелких пузырьков.

По мере подъема жидкости изменяется и фазовое состояние потока. При определенных термодинамических условиях возможно возникновение следующих состояний двухфазного потока. Для удобства введем следующие обозначения: Р _Н — давление насыщения нефти газом; Т_Н — температура насыщения нефти парафином.

жидкость + газ в случае Р <
Р _Н , а Т >
Т_Н .

жидкость + твердая фаза (парафин) при Р >
Р _Н , а Т <
Т_Н .

жидкость + твердая фаза при Р = 0, а Т < Т _Н .

Первое состояние двухфазного потока наблюдается в скважинах, эксплуатирующихся с забойными давлениями, близкими к давлению насыщения или ниже давления насыщения. Второе состояние имеет место в скважинах с малой производительностью и высоким забойным давлением, а также в скважинах, эксплуатирующихся центробежными погружными электронасосами.

Третье состояние двухфазного потока характерно для движения дегазированной нефти по нефтепроводам.

Трехфазный поток представляет собой систему жидкость + газ + твердая фаза (парафин).

Существование трехфазного потока возможно при условии, когда Р < Р _Н и Т < Т_Н . Трехфазное состояние потока наблюдается почти во всех скважинах нефтяных месторождений восточных районов.

Следует отметить, что при трехфазном потоке, а также двухфазном потоке (жидкость + газ) возможны случаи фазового состояния потока, когда газ является дисперсной фазой, а жидкость дисперсионной средой, и, наоборот, когда жидкость является дисперсной фазой, а газ дисперсионной средой.

Вполне естественно, что отложение парафина на внутренней поверхности труб возможно только при появлении в потоке твердой фазы. Поэтому однофазный и двухфазный (жидкость + газ) потоки в дальнейшем рассматриваться не будут.

Во всех других случаях имеется реальная возможность отложения парафина, однако, интенсивность отложения парафина в каждом конкретном случае различна.

Рассмотрим условия и механизм образования парафиновых отложений для каждого конкретного случая.

При термодинамических условиях, когда Р > Р _Н , а Т < Т_Н , основной причиной отложения парафина является выкристаллизовывание парафина из нефти Снижение давления, с одной стороны, увеличивает растворимость парафина, с другой — способствует выделению легких фракций, то есть, наоборот, ухудшает растворяющую способность нефти.

В последние годы появился ряд экспериментальных и теоретических работ, в которых процесс отложения парафина исследуется в комплексе с термодинамическими процессами, происходящими в скважинах при подъеме нефти на дневную поверхность.

Таблица 3 — Техническая характеристика нефтяных скважин действующего фонда Арланского УДНГ (на 1.01.10 г.)


Дебит скважин по нефти, т/сут	Наличие скважин	в том числе по обводненности
		Необводненные	обводненность в %
			до 20	21−50	51−90	91−98	>98
до 1
от 1 до 3
от 4 до 5
от 6 до 10
от 11 до 20
от 21 до 30
от 31 до 50
от 51 до 75
выше 75
ИТОГО

Безусловно, тесная взаимосвязь между поведением парафина в скважине и свойствами газонефтяного потока значительно осложняет изучение основных закономерностей, связанных с появлением в нефти твердой фазы. Незначительные сведения об отдельных элементарных процессах, происходящих в нефти, и тесная взаимосвязь этих процессов делают возможным только комплексный метод изучения, т. е. исследование скважин по возможно большему числу взаимосвязанных параметров.

Рассматривая термодинамические условия движения нефти применительно к скважинам, эксплуатирующим средний карбон и тирегенную толщу нижнего карбона, можно элементарно классифицировать поток по его фазовому состоянию. Такая классификация позволяет дифференцированно подойти к изучению условий отложения парафина на внутренней поверхности труб.

Однофазный поток характеризуется тем, что газ и парафин находятся в нефти в растворенном состоянии, то есть когда Р > Р _Н и Т>Т_Н .

При современных системах разработки нефтяных месторождений с поддержанием пластового давления методом законтурного и внутриконтурного нагнетания воды в пласт однородный поток наблюдается в нижней части подъемной колонны в большем количестве скважин, эксплуатирующих тирегенная толща нижнего карбона.

3.5 Выбор оборудования для магнитной депарафинизации

Скважинные аппараты магнитной обработки жидкости Инжиниринговой компанией «Инкомп-нефть» освоено производство глубинных скважинных установок магнитной обработки жидкости типа УМЖ. Установка УМЖ-73−005 представляет собой корпус из ферромагнитной трубы с присоединительными резьбами. На одном конце трубы закреплена муфта с присоединительной резьбой. На внутренней поверхности корпуса закреплены точечные постоянные магниты, залитые полимерной композицией. Использованы магниты в виде цилиндров диаметром 5−8 мм и высотой 3−4 мм.

На основании промысловых испытаний в Арланском УДНГ установок УМЖ изготовленных по различным схемам лучший результат достигнут по схеме (рисунок 9).

Точечные постоянные магниты выступают над внутренней поверхностью корпуса с разной высотой, что способствует дополнительной турбулизации перекачиваемой жидкости, повышающей эффективность магнитной обработки.

Для точного и надежного размещения магнитов в корпусе была разработана новая технология их изготовления. Технология предусматривает:

подготовку внутренней поверхности корпуса (пескоструйная обработка и обезжиривание);
нанесение первого слоя антикоррозионной композиции;
ориентационное нанесение магнитов на не застывшую поверхность;
нанесение после просушки последовательно еще двух слоев антикоррозионной композиции на внутреннюю поверхность с магнитами.

Магниты перед их установкой в корпус обезжириваются, и на них наносится слой антикоррозионной композиции. Ориентационное нанесение магнитов предусматривает точное их размещение в заданное расчетное место на поверхности корпуса. Для этого корпус закрепляют в шпиндель токарного станка оснащенного делительной головкой. На специальную державку наносят постоянные магниты, которые необходимо расположить на одной образующей внутренней цилиндрической поверхности корпуса. После нанесения антикоррозионной композиции на поверхность корпуса, державку вводят во внутреннюю полость корпуса. Перемещая державку параллельно оси корпуса, подводят ее к требуемому участку, и магниты располагаются на поверхности корпуса. Далее отводят державку от поверхности и выводят ее из полости корпуса. Корпус поворачивают посредством делительной головки на требуемый угол, и вновь на данной образующей устанавливают магниты. И так до полной установки магнитов. После установки магнитов, наносится еще два слоя антикоррозионной композиции.

Установка с помощью резьб монтируется в колонну НКТ на прием насоса ШГНУ или в требуемый участок колонны НКТ. При прохождении добываемой жидкости по корпусу она обрабатывается магнитным полем.

Была также спроектирована и изготовлена установка магнитной обработки жидкости УМЖ-122, предназначенная для работы в скважинах оснащенных ЭЦН с внутренним диаметром эксплуатационной колонны от 125 до 140 мм. Установка монтируется на штатное место противополетного якоря (данное устройство зачастую не используется) и крепится к компенсатору ГД-51 посредством резьбы.

В отличие от большинства существующих, данная установка не имеет внешнего защитного корпуса, а магнитное поле создают 312 точечных постоянных магнитов, закрепленных на шести радиальных ребрах. Благодаря этому, установка не создает значительных гидравлических сопротивлений (они много меньше создаваемых компенсатором ГД-51), при этом напряженность создаваемого магнитного поля 25−30 кА/м.

Основные результаты использования УМЖ. Инжиниринговая компания «Инкомпнефть» изготовила более 250 скважинных установок УМЖ, которые внедрены в АНК «Башнефть», ОАО «Белкамнефть», НК «Лукойл», НК «ЮКОС», ОАО «Газпром» и ряде других организаций.

Применение установок УМЖ-73 позволило увеличить средний межремонтный период скважин Арланского УДНГ осложненных эмульсией и АСПО в среднем в 1,8 раза. Химическая обработка скважин была прекращена.

Применение магнитов NdFeB в нефтегазовой отрасли помогает решать ряд важных задач:

снимает проблему отложения гидрои асфальтопарафинов в скважинах с нефтеводогазовой смесью и транспортных системах;
значительно снижает коррозию НКТ.

Магнитные устройства депарафинизации Нами разработаны и изготавливаются устройства магнитодинамической обработки нефти (магнитный активатор и магнитная ловушка), с целью исключения отложений парафинов и парафингидратов на стенках труб, как в скважинах, так и при ее транспортировке.

Суть метода заключается в способности заданного магнитного поля разрушать способность углеводородных соединений парафинов к слипанию (адгезии).

Магнитный активатор используется при добыче нефти. Устанавливается в трубе непосредственно перед насосом. В процессе эксплуатации позволяет полностью избежать запарафинивания и в насосном оборудовании, и в трубах. Гарантийный срок службы (с полным сохранением требуемой величины магнитного поля) — 8 лет. Дополнительно, для предохранения насоса от механического воздействия включений, содержащихся в добываемом сырье, перед активатором устанавливается магнитная ловушка.

Использование на магистральных нефтепроводах магнитных активаторов другого типа позволяет полностью исключить образование парафингидратов в течение 40−48 часов в обработанном объеме нефти после разовой магнитодинамической обработки. Гарантийный срок службы оборудования (с полным сохранением требуемой величины магнитного поля) — 8 лет. Использование упомянутых устройств позволяет резко снизить эксплуатационные расходы. (В частности — на извлечение и ремонт насоса, очистку труб от парафинов).

Депарафинизатор представляет собой стальной корпус со встроенной в него магнитной системой из кольцевых постоянных магнитов.

Поток скважинной жидкости проходит через магнитную систему, подвергаясь многократному перемагничиванию. При этом образуются активные элементы, которые способствуют предотвращению АСПО.

Рисунок 10 — Устройство и принцип работы магнитного депарафинизатора

4. РАСЧЕТНЫЙ КОНСТРУКТОРСКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

4.1 Проектирование удаления АСПО в НКТ и ПЗП скважин в условиях Арланского месторождения

Методы борьбы с АСПО предусматривают проведение работ по предупреждению выпадения и удалению уже образовавшихся осадков.

Предупреждение образования АСПО достигается нанесением защитных покрытий на поверхности труб и другого оборудования из гидрофильных материалов (стекло, стеклоэмали, бакелитовый лак и др.), а также введением в поток добываемой нефти различных ингибиторов (диспергаторов, присадок).

Удаление АСПО достигается путем чистки поверхности труб и оборудования механическими скребками, тепловой и химической обработкой продукции скважин, используются магнитные депарафинизаторы.

Применение химических реагентов (ингибиторов) для предупреждения образования АСПО очень часто совмещается с предупреждением образования устойчивых водонефтяных эмульсий, защитой нефтепромыслового оборудования от коррозии и солеотложений.

Для предупреждения выпадения парафина применяют ингибиторы-присадки и ингибиторы-диспергаторы. К ингибиторам-присадкам относятся полимерные вещества, которые стабильно действуют на нефть в течении длительного времени и могут использоваться в незначительных количествах.

К ингибиторам-присадкам относятся сополимер этилена (бесцветный газ, малорастворимый в воде) с винилацетатом (сложный эфир уксусной кислоты и винилового спирта, бесцветная жидкость с температурой кипения 73 ⁰ С) и полиакриламид (ПАА).

Первый реагент в основном действует на парафиновые отложения; рекомендуемая концентрация нефти 0,001−0,2%; степень ингибирования реагента при его содержании в нефти в количестве 0,02% составляет 80%, а степень снижения температуры застывания нефти 25−30 ⁰ С.

Химический реагент может подаваться на забой скважины, к башмаку газлифтных и фонтанных труб, на прием скважинного насоса, в выкидную линию скважинного насоса (НКТ) и на устье скважины.

Наиболее эффективна подача реагента на забой, так как в этом случае обрабатывается вся полость скважины и ее выкидные линии. При подаче реагента на устье скважины обработке подвергаются только наземные коммуникации.

Выбор места подачи реагента зависит от стадии разработки месторождения, способа эксплуатации скважин, свойств добываемой продукции, температурных условий. Например, оптимальная точка ввода реагента в насосной скважине — прием насоса. Во-первых, основным источником образования устойчивой водонефтяной эмульсии в скважине является насос. Во-вторых, подача реагента на прием насоса или к башмаку газлифтных и фонтанных труб может осуществляться достаточно просто. Один из основных способов подачи реагента в обрабатываемую систему: разовая обработка, которая состоит из следующих операций. Сначала выбирают объект обработки (скважина).

Путем лабораторных исследований выбирают реагент. Планируют режим обработки: объем реагента и продавочной жидкости, температуру подогрева, время выдерживания реагента в обрабатываемой системе. Исходя из выбранного типа реагента и запланированного режима обработки, обосновывают количество и вид наземной техники, размещают ее с соблюдением правил техники безопасности и обвязывают со скважиной. Закачивают реагент и продавочную жидкость, выдерживают реагент в обрабатываемой системе в течение запланированного времени. Скважину пускают в эксплуатацию.

Одним из применяемых методов защиты оборудования от АСПО на предприятии Арланского УДНГ является закачка реагентами типа СНПХ-7941 и применение углеводородных растворителей типа СНПХ-7870. Применение ингибитора СНПХ-7941 позволит увеличить межочистный период (МОП) работы добывающих скважин, снизить эксплуатационные затраты и потери при добыче нефти.

4.2 Анализ эффективности примененных методов удаления АСПО

В 2006 году в Арланском УДНГ на скважинах были продолжены промышленные испытания ингибитора парафиноотложений СНПХ-7941 и растворителя СНПХ-7870Б.

Ингибитор СНПХ-7941 рекомендуется для предотвращения АСПО в нефтепромысловом оборудовании добывающих скважин и трубопроводах. Ингибитор представляет собой композиционную смесь поверхностно-активных веществ в органических растворителях. Основные физико-химические показатели:

Внешний вид — прозрачная жидкость без механических примесей от светло-желтого до светло-коричневого цвета;
массовая доля активной основы % — в пределах 25−27;
температура застывания, ⁰ С, не выше — минус 40.

В связи с эмульгируемостью ингибитора в воде, степень обводненности нефти не является ограничением для применения предлагаемой технологии.

Применение ингибитора возможно в различных климатических условиях, при температурах на устье скважины от +40 ⁰ С до -40⁰ С с сохранением его технологической эффективностью.

Эффективное применение ингибитора СНПХ-7941 напрямую связано с эффективной предварительной очисткой поверхности защищаемого оборудования от парафиноотложений.

Для очистки нефтепромыслового оборудования от АСПО необходимо применение углеводородных растворителей типа СНПХ-7870, как составной части технологии применения ингибитора СНПХ-7941.

Ингибитором парафиноотложений СНПХ-7941 в 2000 году было проведено 186 обработок на 73 скважинах, при этом израсходовано 7,788 тонн ингибитора. Обработка скважин проводилась методом залива в межтрубное пространство в виде 1% водного раствора в объеме 0,5−1м ³ или в состоянии поставки в объеме 30−40 литров на скважину.

Технология применения удалителей АСПО. Основные параметры технологии применения удалителей АСПО — место и способ подачи реагента.

Для предупреждения образования АСПО в НГДУ «АН» разработана и успешно используется на протяжении более 10 лет технология обработки скважин 0, 1% водным раствором полиакриламида (ПАА) с добавлением 0,05% серогеля или КМЦ. В зависимости от производительности скважины, в затрубное пространство заливается от 300 литров до 1,5 м³ раствора. Продолжительность действия ингибитора достигает 3−6 недель, в зависимости от интенсивности парафиноотложения и обводненности продукции скважины.

Так же, для предупреждения образования АСПО, нашли применение ингибиторы парафиноотложения Корексит 7798, ХТ-48, СНПХ-7214 и водные растворы синтетических ПАВ, таких как МЛ-72, МЛ-80.

Композиция МЛ-72, МЛ-80 использовалась в виде растворов в пресной воде, которые с учетом конкретной обводненности в потоке добываемой жидкости обеспечивали требуемую концентрацию раствора. В зависимости от производительности и динамического уровня в затрубное пространство вводилось от 1 до 2 м³ раствора.

После введения раствора было исключено наблюдавшееся ранее зависание штанг. Продолжительность эффекта от одноразового введения раствора композиции МЛ-72, МЛ-80 в затрубное пространство работающих скважин составила 18−22 суток.

Таким образом, применение композиции МЛ-72, МЛ-80 при добыче обводненных высоковязких нефтей и нефтяных эмульсий, обеспечивает увеличение дебита нефтяных скважин и снижает нагрузки на оборудование.

Хороший эффект при обработках скважин от высоковязкой эмульсии дало использование таких деэмульгаторов как Реапон-4, Проксамин-385, Диссольван-4468 в виде 2%; Сепароль-25 в виде 1% водного раствора в объеме 0,5 м³ на скважину; Сепароль-34,41 и Диссольван-3394 по 5−10 литров реагента в состоянии поставки на скважину и с последующим смывом через перепускной клапан в объеме 0,5 м³.

В последнее время борьба со стойкой высоковязкой эмульсией в скважинах осложняется тем, что эмульсии стабилизируются образующимися в пласте и в скважинах сульфидом железа, неорганическими солями, продуктами коррозии оборудования и механическими примесями. Традиционный метод периодического залива в затрубное пространство «обычных» деэмульгаторов недостаточно эффективен. Разработана технология борьбы с данным видом осложнения, которая в настоящее время проходит испытания.

Эффективность ингибиторов, как показывает практика, существенно зависит от состава АСПО и качества предварительной очистки ГНО. Поэтому актуальной является задача подбора новых, комплексно действующих ингибиторов парафиноотложения.

В 1997 году начаты опытно-промышленные испытания нового ингибитор парафиноотложения СНПХ-7941. По лабораторным данным СНПХ-7941 отлично предотвращает образование АСПО и частично удаляет уже имеющиеся отложения. В целях отработки технологии его применения в условиях Арланского УДНГ, за период с июня по декабрь было проведено 456 обработок на 253 скважинах, при этом израсходовано 40 тонн ингибитора. Обработка скважин проводилась методом залива в межтрубное пространство в виде 1% водного раствора в объеме 0,5−1,0 м³ или в состоянии поставки в объеме 30−40 литров на скважину.

Новым, перспективным направлением борьбы с осложнениями в работе скважин, является применение магнитных устройств. С этой целью в 1992 году начато внедрение магнитных активаторов. Существуют различные типы и конструкции подобных устройств, разработанные как в России, так и за рубежом. Основную часть, применяемых в Арланского УДНГ магнитных активаторов, составляют магнитные устройства Тюменской фирмы «Новые технологии». Ими были оборудованы 27 скважин. При воздействии магнитных полей на безводную нефть, интенсивность образования отложений уменьшается на 25−30%, а при воздействии на обводненную нефть примерно на 50%. Увеличение содержания смол в нефти выше 28% существенно снижает эффективность магнитной обработки добываемой жидкости. В целях изыскания более дешевых магнитных устройств, проводят испытания конструкции и прорабатывает вопрос об изготовлении (возможно совместном) и поставке этих устройств Уфимской фирмой «Диапазон».

Среди способов удаления выпавших осадков применяются тепловые и химические.

При первом методе применяются промывки скважин горячей :

а) водой (как с добавками хим. реагентов, так и без);
б) нефтью (иногда с добавкой растворителя) при помощи АДП.

Для химического удаления АСПО применяются органические растворители или реагенты на их основе и водные растворы ПАВ, такие как Нефрас А120/200, Нефрас А130/330, растворитель ЖОУ, водный раствор МЛ-80.

Широкое распространение с целью удаления АСПО и эмульсии получили промывки скважин горячей жидкостью, для чего применяется пластовая или пресная вода с добавкой деэмульгаторов или других хим. реагентов. Подогрев воды производится на специальных узлах подогрева воды, построенных на базах укрупненных бригад в Ташкиново, Шушнуре и на Вятке.

При помощи единственного агрегата АДП произведено 96 операций по депарафинизации на 77 скважинах.

Экономический анализ показывает целесообразность применения превентивных методов борьбы с АСПО и эмульсией. Так, для снижения числа аварий подземного оборудования в УДНГ необходимо производить не менее 8800 обработок от АСПО, эмульсии, отложений сульфида железа и комплексных солей в добывающих скважинах. Для этого требуется специальных агрегатов для производства профилактических хим. обработок на базе Т-150К — не менее 8 единиц и 830 тонн растворителей и ингибиторов парафинои солеотложений.

Для выполнения запланированных объемов добычи нефти и сокращения затрат АНК необходимо обеспечить УДНГ заявленным количеством химреагентов и спецтехникой.

Проблемы, вызываемые различными видами осложнений в работе скважин, не уменьшаются. К существовавшим ранее видам осложнений добавляются новые. Поэтому специалистами ЦНИПРа постоянно проводится поиск новых химреагентов, технологий и методов прогнозирования для борьбы с различными видами осложнений.

4.3 Расчет закачки СНПХ-7541

В Арланском УДНГ нашёл широкое применение для предупреждения отложения АСПО, особенно на скважинах оборудованных ЭЦН, ингибитор

СНПХ-7541.

Исходные данные для расчета:

1. Эксплуатационные горизонты I, III.

2. Диаметр эксплуатационной колонны Д = 146 мм.

3. Интервалы перфорации Н3 = 1345 м.

1263,4 — 1265,8 м.

1270,8 — 1276,0 м.

4. Коэффициент продуктивности К = 30 м ³ /сут МПа.

5. Р _ИЛ = 19 МПа.

6. Р _ЗАТ = 17 МПа.

7. Кинематическая вязкость нефти V = 2*10 ³ м³ /с.

8. Газовый фактор G = 18 м ³ /м³

9. Плотность добываемой жидкости q = 1090 кг/ м ³

10. Дебит жидкости Q = 108 м ³ /сут.

11. Статический уровень h _СТ = 480 м.

12. Обводнённость Н = 94%.

13. Пластовое давление Р _ИЛ = 15 МПа

14. Забойное давление Р _ЗАБ = 13 МПа.

15. Глубинонасосное оборудование.

глубина спуска h _Н — 1100 м.

d _НКТ диаметр НКТ — 73 мм.

насос УЭЦН5 — 130−1200.

В результате проведённого анализа пластовых вод и залегания пластов и их взаимного влияния геологической службой ЦДНГ-1, было решено произвести закачку СНПХ-7541 в ПЗП. Для проведения обработки была дана заявка на проведение обработки в цех КПРС.

В цехе было необходимо провести расчёт закачки СНПХ-7541 и составить план работы.

Сначала рассчитаем необходимое количество ингибитора (Р, кг) по формуле:

Р = А

Р _О

Q_В

Т / 1000, кг (1)

где, А — коэффициент увеличения расхода ингибитора, учитывающий неравномерность выноса его из призабойной зоны. (принимают равным 1,5 — 2,0).

Р _О — оптимальная дозировка ингибитора г/ м³ (рекомендуется 30 — 200 г/ м³ ).

Q _В — производительность скважины по воде, м³ /сут.

Т — предполагаемое время защиты оборудования.

Р = 1,5

40
102,6
200 / 1000 = 1231, кг На основе рассчитанного количества ингибитора (Р) приготовить 5 — 15% раствор в пресной воде. m _p = 1231 кг.

Объём реагента:

V _p = m_p / p, м³ (2)

V _р = 1231 / 1250 = 0,98 м³

Рассчитаем объём пресной воды для приготовления 15% раствора ингибитора:

V _В = V_p

100% / 15% = 0,98
100/15 = 6,5 м³

Общий объём раствора приготовим в количестве:

V _p _— _p = V_p + V_В , м³ (3)

V _p _— _p = 6,5 + 0,98 = 7,5 м³

Так как приёмистость пласта выше давления опрессовки колонны, необходимо поднять ГНО и спустить пакер. Пакер спускаем на глубину:

Н _П = 1253 м на 10 м выше верхних дыр зоны перфорации.

Ниже номера спускаем хвост до нижних дыр зоны перфорации.

Н _НКТ = 1276 м. хвост будет:

h _ХВ = Н_НКТ — Н_П , м³ (4)

h _ХВ = 1276 м — 1253 м = 23 м.

Рассчитываем объём дополнительной жидкости:

V _Ж = m

H + V_НКТ , м³ (5)

где m — коэффициент пористости, m = 1,8;

р = 3,14;
R — предполагаемый радиус проникновения ингибитора в пласт (не менее 1м);
Н — вскрытая толщина пласта, Н = 7 м;

V _НКТ — внутренний объём подвески НКТ 73 мм.

V _НКТ = р

d_В ² / 4

Н_НКТ , м³ (6)

V _НКТ = 3,14

0,06 ² / 4

1276 = 3,6 м³

V _Ж = 1,8

3,14
1²

7 + 3,6 = 40 + 3,6 = 44 м³

Выдержать скважину в течении 12 часов под давлением для полной абсорбции ингибитора в породе коллектора и распределения его в порах пласта.

После этого поднять НКТ с пакером.

Спустить прежнее ГНО и пустить скважину в работу.

4.4 Расчет закачки ПАЛР-О по удалению АСПО в НКТ и ПЗП, Нефрас АР

Произведем расчет ПАЛР-0 для закачки в НКТ и ПЗП.

Сначала рассчитаем необходимое количество ингибитора (Р, кг) по формуле:

Р = А

Р _О

Q_В

Т / 1000, кг (7)

где, А — коэффициент увеличения расхода ингибитора, учитывающий неравномерность выноса его из призабойной зоны, (принимают равным 1,5 — 2,0);

Р _О — оптимальная дозировка ингибитора г/ м³ , (рекомендуется 30 — 200 г/ м³ );

Q _В — производительность скважины по воде, м³ /сут;

Т — предполагаемое время защиты оборудования.

Р = 1,7

50
102,6
250 / 1000 = 2180 кг.

На основе рассчитанного количества ингибитора (Р) приготовить 5 — 15% раствор в пресной воде. m _p = 2180 кг.

Объём реагента:

V _p = m_p / p, м³ (8)

V _р = 2180 / 900 = 2,4 м³

Рассчитаем объём пресной воды для приготовления 15% раствора ингибитора:

V _В = V_p

100% / 15% = 2,4
100 / 15 = 16 м³ .

Общий объём раствора приготовим в количестве:

V _p _— _p = V_p + V_В , м³ (9)

V _p _— _p = 16 + 2,4 = 18,4 м³

H _ХВ = Н_НКТ (10)

H _ХВ = 1276 м — 1253 м = 23 м.

Рассчитываем объём дополнительной жидкости:

V _Ж = m

H + V_НКТ , м³ (11)

V _НКТ = р

d_В ² / 4

Н_НКТ ., м³ (12)

V _НКТ = 3,14

0,06² / 4

1276 = 3,6 м³

V _Ж = 1,8

3,14
1²

7 + 3,6 = 40 + 3,6 = 44 м³

5. РАСЧЕТ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ

5.1 Краткая аннотация

В 2005 году была продолжена закачка ингибитора солеотложения СНПХ-5313, давшая положительные результаты за предыдущие годы. В результате обработок было добыто дополнительно 6 тыс.т. нефти.

5.2 Расчет затрат на закачку СНПХ-5313

Расчет сметы затрат производится по следующим статьям:

§ Заработная плата рабочих.

§ Начисления на заработную плату.

§ Затраты на материалы.

§ Аренда материалов.

§ Цеховые расходы.

Расчет фонда оплаты труда определяется исходя из численно-квалификационного состава рабочих и повременно-премиальной системы оплаты труда. При закачке задействованы:

Бурильщик 6 разряда — 1 чел, тарифная ставка 42 руб.

Помощник бурильщика 5 разряда — 1 чел., тарифная ставка39,35 руб.

Время на закачку — 18 часов.

Фонд оплаты труда производственных рабочих (ФОТр) представляет собой основную (З _О ) заработную плату.

ФОТр = Зо, руб (13)

ФОТр = 3031,1 руб.

Основная заработная плата определяется по формуле:

З _О = (З_ТР + З_П + Д_БР )

К_Т , руб (14)

где К _Т — территориальный коэффициент, 1,15;

З _ТР — заработная плата по тарифу, руб;

З _П — размер премии, руб;

Д _БР — доплата за бригадирство, ночное время и т. д. , руб.

З _О = 1,15

(1464,3 + 1171,44) = 3031,1 руб.

З _П = З_ТР

П / 100, руб (15)

где П — процент премии, составляет 80% от заработной платы.

З _П = 1464,3

80 / 100=1171,44 руб З_ТР = С_С

Т_ЭФ

Р, руб (16)

где С _С — средняя тарифная ставка на одного рабочего, руб;

Т _ЭФ — эффективный фонд рабочего времени, ч;

Р — число рабочих, чел.

З _ТР = 40,68

18
2 = 1464,3 руб.

руб (17)

где — сумма ставок на число рабочих, руб;

общее число рабочих, чел.;
n — число разрядов.

руб.

Начисления на заработную плату являются обязательными для предприятий любой формы собственности. Из ФОТр отчисляются во внебюджетные фонды единый социальный налог в размере 26%.

Начисления на заработную плату определяются:

Н _З = ФОТр

П_З / 100, руб (18)

где П _З — процент начисления на заработную плату (26%).

Н _З = 3031,1

26 / 100 = 788,1 руб.

Затраты на вспомогательные материалы определяются умножением количества каждого материала на цену единицы соответствующего материала:

С _ВМ _i = Q_i

Ц_i , руб (19)

где Q _i — количество i-го материала, тн;

Ц _i — цена единицы i-го материала, руб.

Таблица 4 — Затраты на материалы


Наименование	Единица измерения	Количество	Цена за единицу, руб.	Сумма, руб
Ингибитор СНПХ 5313	т	1,8

Затраты на проведение технологических операций определяются:

(20)

где — время на технологическую операцию i-го транспорта, ч;

стоимость одного машино-часа работы iго транспорта, руб.

Таблица 5 — Расчет затрат на проведение технологических операций


Наименование транспорта	Время на тех.опер., час	Стоимость 1м/ч работы, руб	Затраты на тех.опер., руб.
ЦА-320		541,83	9752,94
Бардовоз		506,8	9122,4
Итого			18 875,34

Цеховые расходы рассчитываются по следующим статьям затрат:

§ Заработная плата вспомогательных рабочих.

§ Начисления на заработную плату вспомогательных рабочих.

§ Расходы на содержание малоценных и быстроизнашивающихся инструментов и приспособлений.

§ Затраты на охрану труда и технику безопасности.

§ Затраты на рационализацию и предпринимательство.

§ Прочие расходы.

Цеховые расходы это косвенные расходы они распределяются на себестоимость пропорционально заработной плате производственных рабочих.

Ц _Р = ФОТр

П_ЦР / 100, руб. (21)

где П _ЦР — процент цеховых расходов, 107,6%.

Ц _р = 3031,1

107,6 / 100 = 3261,5 руб.

Результаты расчетов по каждой статье сметы сводятся в таблицу 6:

Таблица 6 — Смета затрат


Наименование затрат	Сумма, руб.
Фонд оплаты труда	3031,1
Начисления на зарплату	788,1
Материалы
Услуги транспорта	18 875,34
Цеховые расходы	3261,5
Итого по смете	88 596,04

5.3 Расчет экономической

Расчет экономической эффективности производится в соответствии с методическими рекомендациями по комплексной оценке эффективности мероприятий направленных на ускорение НТП в нефтяной промышленности РД 39 — 01/06 -000 -89.

Стоимостная оценка затрат включает эксплуатационные затраты на добычу дополнительной нефти и затраты на проведение мероприятия:

З _Т = З + З’, тыс.руб. (22)

где З — эксплуатационные затраты на добычу дополнительной нефти, руб.

З’ — затраты на проведение мероприятия (определяются по смете затрат).

З _Т = 1635,192 + 77,7= 1713 т.руб.

Таблица 7 — Исходные данные для расчета


Показатели	Единица измерения	База сравнения	Новая технология
Добыча нефти, в т. ч. дополнительная добыча за счет мероприятия	тыс.т	1845,2	1851,2
Себестоимость добычи 1 т нефти	руб.т	919,04
В том числе условно-переменные затраты	руб.т	454,22
Затраты на мероприятия	тыс. руб.		77,7
Оптовая цена на нефть	руб.

Размер дополнительных эксплуатационных затрат определяется произведением суммы условно-переменных статей калькуляции себестоимости одной тонны нефти на дополнительный годовой объем добычи нефти.

К условно-переменным относятся те статьи калькуляции себестоимости нефти, затраты по которым прямо зависят от количества добытой нефти.

Этими статьями являются:

§ Расходы на электроэнергию, затраченную на извлечение нефти.

§ Расходы по искусственному воздействию на пласт.

§ Расходы по сбору и транспорту нефти.

§ Расходы по технологической подготовке нефти

§ Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования.

Каждая из перечисленных выше статей являются комплексной, т. е. состоит из нескольких элементов затрат, часть которых с ростом добычи не изменяется. Поэтому, при подсчете дополнительных затрат применяют коэффициент — 0,6 и сумму дополнительных эксплуатационных затрат вычисляют по следующей формуле:

З = (№ 1 +№ 2 + № 7 + № 8 +№ 10)

Q
0,6, руб. (23)

где (№ 1 +№ 2 + № 7 + № 8 +№ 10) — сумма условно — переменных статей калькуляции себестоимости 1 т нефти до внедрения мероприятия, руб.;

0,6 — коэффициент, учитывающий, что каждая из перечисленных статей возрастает не прямо пропорционально возросшей годовой добыче нефти;

Q — дополнительная добыча нефти, т.

З= 454,22

6
0,6 = 1635,192 тыс. руб.

Cтоимостная оценка затрат на добычу нефти без использования мероприятия (З _Т1 ) рассчитывается:

З _Т1 = Q_О

C_О , тыс.руб. (24)

где Q _О — объем добытой нефти до мероприятия, т;

С _О — себестоимость 1 т нефти, добытой до мероприятия, руб.

З _Т1 = 1845,2

919,04 = 1 695 812,6 тыс. руб.

Стоимостная оценка затрат на добычу нефти с использованием мероприятия (З _Т2 ) рассчитывается:

З _Т2 = З_Т1 +З_Т , тыс.руб. (25)

З _Т2 = 1 695 812,6 + 1712 = 1 697 525,6 тыс. руб.

Отсюда себестоимость 1 т. нефти, добытой с использованием мероприятия составит:

(26)

При оценке экономической эффективности применения технологических процессов, обеспечивающих прирост добычи нефти, экономический эффект представляет собой прибыль, оставшуюся в распоряжении предприятия и рассчитывается по формуле:

П = (Ц _Т — С_t )

Q_t — (Ц_t — Co)

Q_О , руб. (27)

где Ц _t — оптовая цена 1 т. нефти, руб.;

С _О и С_t — себестоимость добычи 1 т. нефти до и после мероприятия.

П = (926 — 919)

1851,2 — (926 — 919,04)
1845,2 = 3843 т.руб.

Налоги и выплаты от прибыли рассчитываются по формуле:

Н = П

24 / 100, руб. (28)

П = П — Н, руб. (29)

Н = 3843

24 / 100 = 922,3 тыс. руб.

П = 3843 — 922,3 = 2920,7 тыс. руб.

Таблица 8 — Сравнительная таблица технико-экономических показателей


Показатели	Единица измерения	База сравнения	Новая технология	Отклонения (+/-)
Годовая добыча нефти	тыс. тонн	1845,2	1851,2
Затраты на мероприятие	руб.		77 796,0
Себестоимость 1 т нефти	руб.	919,04	917,0	— 2,1
Прирост балансовой прибыли	тыс. руб.		3843,0
Налог на прибыль	тыс. руб.		922,3
Прибыль, остающаяся в распоряжении предприятия	тыс. руб.		2920,7

5.4 Выводы

На основании анализа, проведенного по расчету эффективности применения СНПХ-5313, можно заключить, что данные обработки химического воздействия на пласт являются технологически обоснованными. Из расчетов видно, что после закачки добыча нефти увеличилась на 6 т.т. Экономический эффект заключается в дополнительной прибыли, остающейся в распоряжении предприятия, которая составляет 2920,7 т.руб. Она образуется за счет увеличения добычи на 6 т.т. и снижения себестоимости добычи 1 т. нефти с 919,04 руб. до 917 руб.

6. БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА

6.1 Правила безопасного внедрения технологического проекта

6.1.1 Правовые, нормативные и инструктивные акты, регламентирующие трудовую деятельность

В области охраны труда и безопасности жизнедеятельности трудовую деятельность в ЦППН «Шушнур» регламентируют следующие правовые, нормативные акты, инструктивные акты в области охраны труда и отраслевые документы:

от 17.07.1999 г.

от 21.07.1997 г. с

от 24.07.2002 г.

11.08.2001 г.

5. Федеральный закон «О недрах» № 27 ФЗ от 3.03.1995 г.

6. Порядок разработки деклараций безопасности промышленного объекта РФ. МЧС, Госгортехнадзор № 222/59 от 4.04.1996 г.

7. ГОСТ 12 .0001−82 ССБТ «Система стандартов безопасности труда»

8. ОСТ 51.81.82 ССБТ «Охрана труда в газовой промышленности»

от 31.10.1996 г.

21.12.1994 г.

01.03.1992 г.

14.12.1993 г.

13. Инструкции по технике безопасности предприятия.

6.1.2 Общие требования техники безопасности при сборе, подготовке и перекачке нефти, газа и воды

Технологические процессы добычи, сбора, подготовки нефти, газа и воды, их техническое оснащение, выбор систем управления и регулирования, места размещения средств контроля, управления и противопожарной защиты должны учитываться в проектах обустройства и обеспечивать безопасность обслуживающего персонала и населения.

Закрытые помещения объектов сбора, подготовки и транспортировки нефти, газа и конденсата должны иметь систему контроля состояния воздушной среды, сблокированную с системой выключения оборудования, включая перекрытие задвижек. Все помещения должны иметь постоянно действующую систему приточно-вытяжной вентиляции Кратность воздухообмена рассчитывается в соответствии с СНиП 2.21/2.11.567−96.

Основные технологические параметры указанных объектов и данные о состоянии воздушной среды должны быть выведены на пункт управления Системы управления должны иметь сигнальные устройства предупреждения отключения объектов и двухстороннюю связь с диспетчерским пунктом. Каждый управляемый с диспетчерского пункта объект должен иметь также ручное управление непосредственно на объекте.

Система сбора нефти и газа должна быть закрытой, а устья нагнетательных, наблюдательных и добывающих скважин герметичными.

На объектах сбора и подготовки нефти и газа (УПС, УПН, УПВ), насосных и компрессорных станциях (ДНС) должна быть технологическая схема, утвержденная техническим руководителем предприятия, с указанием номеров задвижек, аппаратов, направлений потоков, полностью соответствующих их нумерации в проектной технологической схеме.

Технологическая схема является частью плана ликвидации возможных аварий. Изменения в технологический процесс, схему, регламент, аппаратурное оформление и систему противопожарной защиты могут вноситься только при наличии нормативно-технической и проектной документации, согласованной с организацией-разработчиком технологического процесса и проектной организацией-разработчиком проекта. Реконструкция, замена элементов технологической схемы без наличия утвержденного проекта не допускаются. Оборудование, контактировавшее с сернистой нефтью и не используемое в действующей технологической схеме, должно быть отключено, освобождено от продукта, промыто (пропарено), заполнено инертной средой и изолировано от действующей схемы установкой заглушек. Установка заглушек фиксируется в журнале установки-снятия заглушек.

При наличии в продукции, технологических аппаратах, резервуарах и других емкостях сероводорода или возможности образования вредных веществ при пожарах, взрывах, нарушении герметичности емкостей и других аварийных ситуациях персонал должен быть обеспечен необходимыми средствами индивидуальной защиты от воздействия этих веществ.

6.1.3 Промысловые трубопроводы

02.03.95 г.

Трубопроводы для транспортировки пластовых жидкостей и газов должны быть устойчивы к ожидаемым механическим, термическим напряжениям (нагрузкам) и химическому воздействию. Трубопроводы должны быть защищены от наружной коррозии.

Допускается применение неметаллических трубопроводов по согласованию с территориальными органами Госгортехнадзора России.

Участки трубопроводов в местах пересечения с автои железными дорогами должны быть заключены в защитные кожухи из стальных или железобетонных труб, оборудованные в соответствии с требованиями нормативных документов.

Запорную арматуру на трубопроводах следует открывать и закрывать медленно во избежание гидравлического удара. На всей запорной арматуре трубопроводов, имеющей редуктор или запорный орган со скрытым движением штока, должны быть указатели, показывающие направление их вращения: «Открыто», «Закрыто». Вся запорная арматура должна быть пронумерована согласно технологической схеме.

Запорная арматура нефтегазоконденсатопроводов (задвижки, краны и т. п. ), расположенная в колодцах, должна иметь дистанционное управление или удлиненные штоки для открытия-закрытия ее без спуска человека в колодец.

Продувку и испытание нефтегазосборных трубопроводов (от скважины до ДНС или до центрального пункта сбора) следует осуществлять в соответствии с проектной документацией и технологическим регламентом.

Периодичность испытания трубопроводов устанавливается НГДУ с учетом свойств транспортируемой среды, условий ее транспортировки и скорости коррозионных процессов. Основные результаты ревизии трубопроводов должны быть отражены в техническом паспорте.

Эксплуатация трубопроводов должна осуществляться при параметрах, предусмотренных проектом. Изменения в технологический процесс, регламент могут вноситься только при наличии проектно-сметной документации, утвержденной техническим руководителем предприятия.

При профилактических осмотрах нефтегазопроводов обходчикам запрещается спускаться в колодцы и другие углубления на территории охранной зоны.

Сроки проведения ревизии нефтегазосборных трубопроводов устанавливается администрацией предприятия и службой технического надзора в зависимости от скорости коррозионно-эрозионных процессов с учетом опыта эксплуатации аналогичных трубопроводов, результатов наружного осмотра, предыдущей ревизии и необходимости обеспечения безопасной и безаварийной эксплуатации трубопроводов в период между ревизиями, но не реже чем 1 раз в 8 лет.

Первую ревизию вновь введенных в эксплуатацию нефтегазопроводов следует проводить не позже, чем через один год после начала эксплуатации.

Ревизии нефтегазосборных трубопроводов должны проводиться в соответствии с установленным порядком по графику, разработанному службой технического надзора и утвержденному техническим руководителем предприятия.

Периодические испытания трубопроводов на прочность и герметичность необходимо проводить, как правило, во время проведения ревизии трубопроводов.

Периодический контроль состояния изоляционного покрытия трубопроводов проводится существующими методами диагностирования, позволяющими выявлять повреждения изоляции без вскрытия грунта, по графику, утвержденному руководителем предприятия.

6.1.4 Опасность и вредность

Местами повышенной опасности на установке считаются все технологические сосуды, работающие под давлением, содержащие газонефтяную эмульсию.

Основными причинами, которые могут повлечь за собой аварию, являются:

прогар печи ПТБ-10;
порыв прокладки газопровода, нефтепровода;
порыв нефтепроводов на площадках печей, отстойниках, УПС, резервуарном парке, пункте управления;

утечки газа ГРП печей;
утечки нефти из нефтенасосной;
открытые канализационные колодцы и т. д. ;

нарушение технологического режима, а именно:
а) повышение температурного режима печи выше установленного по паспорту;
б) повышение давления в технологических потоках выше — допустимого;
в) неправильная тарировка предохранительных клапанов;
г) повышение загазованности на территории;
д) неправильное переключение по технологической схеме.

6.1.5 Техническое обеспечение безопасности

Для безопасного ведения технологического режима на установке подготовки нефти имеется надежная система предохранительных клапанов.

На каждом аппарате установлен предохранительный клапан, который предохраняет сосуд и в целом технологическую цепь от возможных разрывов.

Для безопасного обслуживания печей ПТБ-10 на последней установлены клапана КПР, которые прекращают подачу газа на горелки при нарушении технологического режима работы печей.

Печи ПТБ-10 отключаются при:

отключении электрической энергии;
перегреве нефти выше установленного предела;
малом расходе нефти;
превышении предела температуры дымовых газов;
превышении давления газа (максимального или минимального);
недостаточном напоре воздуха;
отсутствии пламени.

Для определения загазованности на территории и в помещении применяется переносной газоанализатор марки ГХ-4 или УГ-2. При обнаружении загазованности обслуживающий персонал принимает меры по ликвидации загазованности (проветривает помещение, проверяет работу вентиляционной установки) и делает отметку в вахтовом журнале. Отбор проб на загазованность воздушной среды осуществляется по графику, утвержденному главным инженером НГДУ. Для оповещения о нарушении технологического режима УПН имеется аварийная сигнализация из сети пожарных гидрантов.

Резервуары имеют кольца водяного охлаждения и пенотушения. При возникновении пожара или прогара печи ПТБ-10 в змеевики и теплообменную камеру подается пар под давлением 60 кПа, закрывается приемная и выкидная задвижка печи и открывается задвижка слива жидкости в подземную емкость. Канализация с площадок УПН, товарного парка и очистных сооружений выполнена затворами, что предотвращает распространение пожаров и загазованности на другие рабочие места. Для обеспечения нормального температурного режима все помещения должны быть оснащены отоплением и вентиляцией.

Рабочий персонал УПН должен быть обеспечен защитной одеждой и приспособлениями, а именно:

фильтрующими противогазами с коробкой марки КД;
спасательной веревкой Юм-3 шт.;
шланговыми противогазами — 2 комплекта;
аварийной спецодеждой — 3 комплекта;
резиновыми перчатками для работы с реагентом — 3 пары;
очками светлыми-3 шт.;
резиновыми болотными сапогами — 3 пары;
монтажными ремнями и касками — 3 комплекта;
ящиками с аварийным инструментом в количестве 2-х комплектов. Организация обеспечения безопасности ведения технологического режима предъявляется к организационному обеспечению работы установки.

Обслуживающий персонал (операторы) должны пройти обучение в учебно-курсовом комбинате или же иметь средне — техническую подготовку. Каждый оператор установки подготовки нефти, очистных сооружений и товарный оператор обязаны ежеквартально получать инструктаж на рабочем месте.

Ежегодно операторы должны сдавать экзамены по правилам техники безопасности. На установке должен быть детально разработан план ликвидации возможных аварий. Согласно утвержденному графику проводятся учебные тренировки по плану ликвидации возможных аварий. Итоги учебных тревог разбираются со веем обслуживающим персоналом установки.

При изменении технологического режима или изменении оборудования установки с обслуживающим персоналом проводятся технические занятия и соответствующий инструктаж с оформлением технической документации. Ежегодно операторы проходят медицинский осмотр для выявления профессиональных заболеваний.

6.2 Мероприятия по охране недр и окружающей среды

6.2.1 Нормативно-правовые,

Экологическую сторону работы ЦППН «Шушнур» регламентируют следующие нормативно-правовые, нормативные акты, инструктивно-методические документы в области охраны окружающей среды и отраслевые документы:

* Закон РФ «Об охране окружающей среды» от 10.01.2002 г. № 7-ФЗ;

* Закон РФ «О недрах» от 21 февраля 1991 г № 2395−1, в ред. ФЗ от 03.03.1995 № 27-ФЗ, от 10.02.1999 № 32-ФЗ, от 02.01.2000 № 20-ФЗ, от 14.05.2001 № 52-ФЗ, от 08.08.2001 № 126-ФЗ, от 29.05.2002Х2 57-ФЗ;

Водный кодекс РФ, № 167 -ФЗ, 18.10.1995;

* Закон РФ «Об экологической экспертизе», 1995;

* Закон РФ «Об особо охраняемых природных территориях» от 14.03.1995 № 33-ФЗ;

* Закон РФ «О животном мире» от 24.04.1995 г. , № 52-ФЗ;

Лесной кодекс РФ, № 22-ФЗ, 29.01.1997;

Кодекс РФ

* Закон РФ «Об отходах производства и потребления», от 24 июня 1998 г. № 89-ФЗ, в ред ФЗ от29.12.2000№ 169-ФЗг.;

* Закон РФ «Об охране атмосферного воздуха», от 4 мая 1999 № 96-ФЗ;

Кодекс РФ

* Руководство по экологической экспертизе предпроекгной и проектной документации;

Минприроды РФ

* Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности, ПБ 08 — 624 — 03, 2003;

Правительства РФ

* «Основные положения о рекультивации земель, сохранении и рациональном использовании плодородного слоя», утв. Приказом Минприроды России и Роскомзема от 22.12.1995, № 525/67;

СНиП 23−01−99. «Строительная климатология», М., 2000 г.;

СНиП 11−01 -95 «Инструкция о порядке разработки, согласования, утверждения и составе проектной документации на строительство предприятий, зданий и сооружений», М., 1995 г.

* СП 11−102−97 «Инженерно-экологические изыскания для строительства». М., Госстрой, 1997 г.

* СанПиН 2.1.4. 1071 — 01 «Питьевая вода. Гигиенические требования к качеству воды централизованных систем питьевого водоснабжения. Контроль качества. Санитарные правила и нормы», М., 19%;

СанПиН 2.2.½.1.1.1200 — 05 «Санигарно-защитные зоны и санитарная классификация предприятии, сооружений и иных объектов», М., 2001 г.;

* СанПиН 2.1.6. 1032−01 «Гигиенические требования по охране атмосферного воздуха населенных мест», М., 2001 г.;

СН 2.2.4/2.1.8.562 — 96 «Шум на рабочих местах, в помещениях жилых, общественных зданий и на территории жилой застройки», М., 19%г;

— * СанПиН 2971−84 «Санитарные правила и нормы защиты населения от воздействия электрического поля, создаваемого воздушными линиями электропередач (ВЛ) переменного тока промышленной частоты», М., 1984 г.

6.2.2 Экологическая обстановка на ЦППН «Шушнур»

В систему нефтесбора ЦППН «Шушнур» с промыслов на подготовку ежесуточно поступает около 38 478 м ³ нефти с долей воды, достигающей 85%. При подготовке нефти отделяют попутный нефтяной газ (ПНГ) и пластовую воду. ПНГ утилизируется сжиганием на «факелах». Пластовая вода, отделенная на обезвоживающих установках, закачивается в нагнетательные скважиных в системе ППД.

6.2.3 Мероприятия по охране окружающей среды

Мероприятия по охране водных ресурсов.

Основные технические решения по очистке и утилизации сточных вод. В результате технологического цикла сооружений ЦПС образуются сточные воды, содержащие нефтепродукты и взвешенные вещества:

Пластовые воды
дождевые стоки с территорий технологических площадок и обвалований резервуаров.

Для утилизации сточных вод запроектированы раздельные системы канализации:

напорная сеть, транспортирующая пластовую воду от аппаратов подготовки нефти;
производственно — ливневая;
производственная.

Пластовая вода и дождевые стоки проходят процесс очистки путем механического отстоя в резервуаре — отстойнике (РВС-5000).

Очищенные стоки самотеком поступают на насосную откачки очищенных стоков и откачиваются в систему ППД.

Согласно данным СибНИИНП о допустимых нормах содержания загрязнений в закачиваемых водах месторождений Западной Сибири сточные воды перед закачкой в пласт должны содержать:

нефтепродуктов — не >45 мг/л;

мех. примесей — не >30 мг/л.

Мероприятия по охране земельных ресурсов.

На земельные ресурсы в рабочем режиме технологического оборудования оказывает влияние в основном соответствующее размещение образовавшихся при эксплуатации отходов производства.

Наибольший объем отходов образуется в виде шламов, скопившихся в резервуарах. Шламы из резервуаров периодически перекачиваются в шламонакопитель, а оттуда вывозятся автотранспортом на центр по отмывке шлама и нефтезагрязнённых грунтов, запроектированном на площадке ЦПС, где производится их очистка и дальнейшее использование при строительстве автодорог.

Шламонакопитель запроектирован объемом 200 м ³ , в конструкции шламонакопителя предусмотрен колодец для сбора отстоявшейся воды, которая поступает через дренажные отверстия в стенке колодца.

Накопившаяся в колодце вода отводится самотеком по трубе в другой колодец большего диаметра, имеющего отстойную часть. По мере накопления вода из второго колодца вывозится автомашинами в емкость для сбора проливных стоков, откуда насосом перекачивается в резервуары — отстойники.

Конструкция шламонакопителя исключает загрязнение почв и грунтовых вод. Годовой объем накопившегося шлама составляет 28,198 тонн, класс опасности неочищенного шлама — 3.

Нефтяная пленка, образовавшаяся в резервуарах — отстойниках, собирается и используется повторно в технологическом процессе подготовки нефти.

Мероприятия по предотвращению аварийных сбросов сточных вод и разливов нефти.

Предусмотренные проектные решения и мероприятия по охране окружающей среды практически исключают возможность прямого загрязнения почвы, поверхностных и грунтовых вод.

Для предотвращения попадания вредных веществ в почву и грунт. В предусмотрительны асфальтовые покрытия технологических площадок, обвалование резервуаров, сбор дождевых стоков.
Герметизированная система подготовки нефти, применение коррозийно-стойких труб.
Благоустройство территории площадки.
Для предотвращения переливов нефти из резервуаров запроектирована система автоматической сигнализации, регулирующая уровневый режим нефти.

Мероприятия по сокращению выбросов вредных веществ в атмосферу.

В целях предупреждения загрязнения атмосферного воздуха проектом предусматривается ряд мероприятий общего характера по сокращению выбросов вредных веществ в атмосферу:

полная герметизация системы сбора нефти и газа;
защита оборудования от коррозии;
стопроцентный контроль швов сварных соединений трубопроводов;
испытание оборудования и трубопроводов на прочность и плотность после монтажа;
оснащение предохранительными клапанами всей аппаратуры, которой может возникнуть давление, превышающее расчетное, с учетом требований Правил устава и безопасностей эксплуатации сосудов, работающих под давлением;

сброс углеводородных газов с предохранительных клапанов на факельную установку аварийного сжигания газа;
сброс с технологического оборудования по закрытой системе нефти в дренажные емкости, откуда жидкая фаза возвращается в технологический поток;
сдувки от продувок оборудования и трубопроводов сбрасываются на факел;
рассеивание продуктов горения топливосжигающих установок в атмосферу трубами достаточной высоты, обеспечивающих достижение приземной концентрации вредных веществ, не превышающей ПДК;
применение современного оборудования заводского изготовления, повышающего надежность эксплуатации оборудования и объекта в целом;
использование (утилизация) попутного нефтяного газа для собственных нужд ЦПС.

Концентрации вредных веществ в рассматриваемом районе в общем не превышают ПДК, т. е. экологическая обстановка нормальная.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В качестве положительных результатов разработки Арланского месторождения можно отметить следующие:

доказана эффективность заводнения продуктивных пластов с высокой вязкостью нефти;
на практике была доказана необходимость более плотных сеток скважин на подобных месторождениях;
достигнутая реально плотность 10−12 га/скв, видимо, не является пределом и при более плотном разбуривании нефтеизвлечение было бы выше;

на многопластовых сложных объектах разработка каждого из пластов должна с самого начала осуществляться самостоятельной системой добывающих и нагнетательных скважин;
возможно, более рациональной была бы консервация промежуточных пластов в начальной стадии разработки и только после полного ввода основных пластов разбуривание их самостоятельной сеткой скважин;

— — форсирование отборов жидкости на месторождении позволило несколько повысить уровень добычи нефти, хотя убедительных свидетельств в пользу увеличения нефтеотдачи нет, поэтому этот метод следует использовать только после тщательного изучения его эффективности.

На основании проведенных работ были:

а) разработаны технологические растворы для одновременного удаления солей и парафинов, как внутри НКТ, так и кольцевом пространстве скважин.

б) разработаны и испытаны способы повышения эффективности технологии за счет увеличения температуры раствора и проведения обработок в динамическом режиме.

Разработанные растворы и технологии их применения позволяют решать следующие задачи:

а) одновременно и эффективно растворять карбонатные соли и АСПО и тем самым существенно повышать эффективность проводимых работ по сравнению с технологией селективного воздействия;
б) предохранять цементный камень от разрушения;

в) предохранять от коррозии металлические конструкции,

г) на контакте с цементным камнем создавать защитную пленку, снижая при этом проницаемость заколонных каналов;

д) осуществлять селективную водоизоляцию;
е) сохранять и увеличивать проницаемость нефтенасыщенных пород.

В процессе работы с фондом скважин необходимо использовать как можно больше разнообразных методов борьбы с АСПО. Предполагается, что поскольку каждая скважина имеет свои индивидуальные особенности работы, то и способы борьбы с осложнениями в процессе добычи должны быть разными.

В процессе текущей работы должен определиться тот или иной фонд скважин в которых наиболее эффективно применение определенных методов борьбы с АСПО (превентивной защиты от образования отложений и/или ликвидации уже образовавшихся).

В данном дипломном проекте, в первую очередь рассматривались и применялись такие методы, которые не требовали больших экономических затрат и приносили максимальный технологический эффект. Химические методы для защиты оборудования от отложений АСПО и их удаления получили широкое применение, несмотря на существенную стоимость реагента. Все большую популярность получают скребки, их главное преимущество — это простота эксплуатации, надежность, качественное удаление парафина. Перспективным направлением в борьбе с осложнениями в работе скважин является применение различных магнитных устройств.

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ, Баймухаметов К. С.

Гоник А. А.

Ибрагимов Н. Г., Л. И. Кильмаматова

5. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. РД 08 — 200 — 03 — Москва, 2003 г.

6. Передовые нефтегазовые технологии//Интервал. — 2000. — № 3(14).

— С.10−11.

М. Н. Добыча

8. Справочник мастера по добыче нефти.- Альметьевск, Татарстан, 2000,480с.: ил.

9. Уразаков К.Р.(под. ред.проф.) Справочник по добыче нефти. — Уфа, 2001,376 с.: ил.

10.ГОСТ Р 51 164−98. Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии. — М.: Госстандарт России, 1998. — 42 с.

Примеры похожих учебных работ

Борьба с осложнениями при эксплуатации скважин в условиях Конитлорского месторождения

... компанией основной фонд скважин, которого представлен УЭЦН. Основными осложнениями при работе скважин, приводящим к уменьшению МРП является АСПО. Эффективное использование методов борьбы и профилактики АСПО возможно при условии планомерной, ...

Нефть и ее переработка

... церезин), получаемые из нефти и продуктов с нею сходственных (горный воск и др.). При этом и все явления, сопровождающие перегонку нефти, полностью объясняются. 3. Нефть и способы ее переработки Происхождение нефти Истоки современных представлений ...

Геология нефти и газа

... новые месторождения, районы нефти и газа. Ведь именно с поиска начинается тернистый путь по добыче полезных ископаемых, ... Печорской нефтегазоносной провинции выявлено свыше 75 месторождений нефти и газа (свыше 230 залежей). В тектоническом отношении ...

Выбор и расчет оборудования для депарафинизации нефтяных скважин в условиях НГДУ ...

... на площади Ромашкинского нефтяного месторождения (технологическая часть); выполнен подбор и расчет оборудования используемого для депарафинизации скважин в НГДУ «ЛН» (механическая часть). В специальной части дипломного проекта рассмотрено ...

Рис. 1.2 Распределение скважин по приводу штангового насоса

... Распределение скважин по типу эксплуатации Таким образом, из 100% скважин (130 скважин), 54,5% от общего фонда (71 скважин) не осложненны формированием АСПО. 27% скважин (35 скважин) оборудованных УШГН, и 18,5% (24 скважины) скважин оборудованных ...

Современные технологии в РЭНМ : «Методы борьбы с АСПО в скважинах при добыче нефти» ...

... спектральный, электрохимический и другие методы. Таблица 1 Классификация АСПО ... являются парамагнитными жидкостями, а нефти, нефтепродукты ? термодинамически стабильными ... Возникновение сольватной оболочки из диамагнетиков является непременным ...