Ингибирование асфальтосмолопарафиновых отложений из обводненных нефтей : на примере месторождений Волгоградской области

• Автор: Васечкин, Алексей Андреевич
• Шифр специальности: 02.00.13
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2012
• Место защиты: Москва
• Количество страниц: 132 с. : ил.

СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ
ГЛАВА L АСФАЛЬТО-СМОЛО-ПАРАФИНОВЫЕ ОТЛОЖЕНИЯ (АСПО)
В ПРОЦЕССАХ НЕФТЕДОБЫЧИ
ЕЕ Факторы, влияющие на образование АСПО
ЕЕЕ Влияние химического состава нефти на формирование АСПО
1.1.2. Ик-спектрометрия как метод исследований группового химического состава нефти
1.2. Условия И МЕХАНИЗМ ФОРМИРОВАНИЯ АСПО
1.2.1. Механизм формирования асфальтосмолопарафиновых отложений
1.2.2. Механизм формирования АСПО в обводненной нефти
1.2.3. Причины образования и устойчивость водонефтяных эмульсий
1.3. Методы борьбы с АСПО в скважинах при добыче нефти
1.3.1. Применение защитных покрытий
1.3.2. Тепловые методы
1.3.3. Физические методы
1.3.4. Химические методы
1.4. Технические особенности подачи ингибитора АСПО в скважину .47 ГЛАВА 2. ОБЪЕКТЫ И МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЙ
2.1. Объекты исследований
2.2. Методы исследования
2.2.1. Определение относительного распределения н-парафинов нефти методом газожидкостной хроматографии (ГЖХ)
2.2.2. Определение содержания нормальных парафинов в нефти методом газо-жидкостной хроматографии (ГЖХ)
2.2.3. Структурно-групповой состав
2.2.4. Определение устойчивости эмульсии
2.2.5. Определение группового химического состава спектральных коэффициентов нефти с использованием метода ИК-спектроскопии

2.2.6. Определение общей минерализации пластовой воды
2.2.7. Определение эффективности ингибирования АСПО методом холодной спирали
ГЛАВА 3. ВЛИЯНИЕ СОСТАВА СЫРЫХ НЕФТЕЙ НА СКЛОННОСТЬ К ОБРАЗОВАНИЮ АСПО (ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНАЯ ЧАСТЬ)
3.1. Исследование взаимосвязи между химическим составом нефти и ее низкотемпературными свойствами
3.1.1. Исследование физико-химических свойств нефтей месторождений Волгоградской области
3.1.2. Изучение группового химического состава нефтей и отдельных фракций с помощью ИК-спектрометрии
3.2. Влияние обводненности нефти на ее низкотемпературные свойства
3.2.1. Исследование искусственных эмульсий
3.2.2. Исследование природных эмульсий
ГЛАВА 4. ИССЛЕДОВАНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ДЕЙСТВИЯ ИНГИБИТОРОВ АСПО В ОБВОДНЕННОЙ НЕФТИ
4.1. Исследование эффективности действия ингибиторов АСПО РАЗЛИЧНОЙ ПРИРОДЫ в нефти Дудаченского месторождения
4.2. Изучение влияния полимерных присадок на кинематическую вязкость нефти Дудаченского месторождения
4.3. Испытание эффективности действия полимерных присадок в обводненной нефти
4.4. Разработка комплексного ингибитора для предотвращения образования АСПО из обводненной нефти
4.5. Влияние термодинамических условий на процесс образования АСПО и расчет оптимальной глубины подачи реагента
ВЫВОДЫ
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
ВВЕДЕНИЕ
Особенностью современного этапа развития нефтяной промышленности является увеличение доли месторождений вступивших на позднюю стадию разработки, которая характеризуется уменьшением дебита скважин, утяжелением нефти, высокой обводненностью продукции скважин. Длительная эксплуатация нефтяных месторождений и заводнение нефтеносных пластов приводят к образованию стойких водонефтяных эмульсий. Обводненность нефти повышает температуру застывания нефти, увеличивает её вязкость, вызывает более интенсивное выпадение осадков. Образование асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) приводит к снижению производительности системы и эффективности работы насосных установок, что вызывает осложнения в работе скважин, нефтепромыслового оборудования и трубопроводных коммуникаций [1]. Затраты на проведение работ по удалению АСПО составляют до 30% от себестоимости добываемой продукции.
Необходимость борьбы с названными осложнениями стимулирует
развитие исследований в области изучения причин возникновения этих
негативных явлений и поиска их эффективных решений. Решение названных
задач не может иметь универсальный характер, поскольку каждая скважина
индивидуальна и отличается как технологическими параметрами
функционирования, так и составом добываемой продукции. Кроме того,
характерной особенностью поздней стадии разработки месторождения
является своя «история» применения различных методов увеличения
нефтеотдачи пласта. Следовательно, выбор средств и способов реагирования
на осложнения, возникающие при разработке месторождений, при
подготовке скважинной продукции, при транспорте и хранении нефти

1.3.2. Тепловые методы
Тепловые методы основаны на поддержании температуры потока нефти выше температуры насыщения ее парафином. К этим методам следует отнести такие, как применение греющего кабеля и спуск электронагревателя в скважину [106-108]. В качестве электронагревателя в практике глубиннонасосной добычи нефти могут быть использованы установленные на забое скважины электрические печи сопротивления, применены индукционные печи и токи высокой частоты. Электродепарафинизация оборудования может быть осуществлена по схеме, в которой нагревательным элементом являются штанги и подъемные трубы [103].
1.3.3. Физические методы
К физическим методам предупреждения парафиноотложений относятся такие, как электромагнитный, акустический и установка на лифтовой колонне сопла Лаваля.
Анализ экспериментальных и технических данных показывает, что сущность магнитной обработки нефтегазоводяной смеси состоит в резком увеличении числа центров мицеллообразования [109, 110].
Магнитную обработку парафино содержащих нефтяных сред осуществляют при их прохождении через постоянное магнитное поле, создаваемое магнитным устройством. Нефтеводогазовая смесь, поступающая в скважину, содержит в своем составе примеси железа в типичных концентрациях 10-100 г/т. Эти примеси сформированы, в основном, в форме агрегатов ферромагнитных микрокристаллов железа (ФМЖ). При прохождении нефтяного потока через область магнитного поля происходит