Совершенствование пусковых режимов эксплуатации глубинно-насосных скважин с вязкой парафинистой нефтью : на примере Чутырско-Киенгопского месторождения

• Автор: Шайхулов, Альберт Максутович
• Шифр специальности: 25.00.17
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2013
• Место защиты: Уфа
• Количество страниц: 110 с. : ил.

Содержание
Введение
1. АНАЛИЗ ОСНОВНЫХ ВИДОВ ОСЛОЖНЕНИЙ
ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ЧУТЫРСКО-КИЕНГОПСКОГО
МЕСТОРОЖДЕНИЯ ВЯЗКОЙ ПАРАФИНИСТОЙ
НЕФТИ
1.1. Текущее состояние разработки месторождения и основные физико-химические свойства добываемой продукции
1.2. Основные виды и степень осложнений эксплуатации насосного фонда скважин при отложениях асфальтосмолопарафиновых веществ в подъемниках
1.3. Проблемы запуска насосного оборудования
после вынужденных остановок и простоев скважин
Выводы по главе
2. ИССЛЕДОВАНИЕ ИНТЕНСИВНОСТИ ОТЛОЖЕНИЙ АСФАЛЬТОСМОЛОПАРАФИНОВЫХ ВЕЩЕСТВ
И ЭФФЕКТИВНОЙ ВЯЗКОСТИ ОБВОДНЕННОЙ НЕФТИ В НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБАХ ГЛУБИННО-НАСОСНЫХ СКВАЖИН
2.1. Влияние дебита и периода эксплуатации скважин на толщину отложения асфальтосмолопарафиновых веществ на стенках насосно-компрессорных труб
2.2. Методика определения осредненной эффективной вязкости обводненной парафинистой нефти в колонне насоснокомпрессорных труб добывающих скважин
2.3. Расчет гидродинамического трения колонны штанг о жидкость в скважине с отложением асфальтосмолопарафиновых
веществ
Выводы по главе

3. ИССЛЕДОВАНИЕ ТИКСОТРОПНЫХ СВОЙСТВ
ПАРАФИНИСТОЙ НЕФТИ И РОСТА ПУСКОВЫХ НАГРУЗОК НА ОБОРУДОВАНИЕ ПОСЛЕ ВЫНУЖДЕННЫХ ОСТАНОВОК СКВАЖИН
3.1 Обзор научных исследований неравновесных свойств жидкостей в насосно-компрессорных трубах глубиннонасосных скважин и их влияния на работу установок
3.2. Лабораторные исследования структурообразования
в добываемой нефти
3.2.1. Тиксотропное восстановление структуры в жидкости
после остановки скважины
3.2.2. Релаксация напряжений структурированной нефти в насоснокомпрессорных трубах после запуска насоса в работу
Выводы по главе
4. РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИЙ БОРЬБЫ
С АСФАЛЬТОСМОЛОПАРАФИНОВЫМИ ОТЛОЖЕНИЯМИ И ЗАПУСКА ОБОРУДОВАНИЯ В РАБОТУ ПОСЛЕ ОСТАНОВОК СКВАЖИН
4.1. Опыт применения штанговых нагнетателей жидкости
в скважинах с асфальтосмолопарафиновыми отложениями
4.2. Термобарохимический метод борьбы
с асфальтосмолопарафиновыми отложениями обработкой призабойной зоны скважин (на примере месторождений Западного Казахстана, Волго-Уральского региона РФ)
4.3. Устройство для безударного запуска глубинного насоса
в работу после вынужденной остановки скважины
Выводы по главе
Основные выводы и рекомендации
Библиографический список использованной литературы

Введение
Актуальность проблемы
Добыча углеводородов в различных регионах России связана с проблемой увеличения доли трудноизвлекаемых запасов нефти. Характерной особенностью разработки месторождений являются повышенные значения вязкости нефти (30 мПах и более в пластовых условиях) и содержания парафиновых углеводородов (4...5 % масс, и более). Обводнение добываемой нефти кратно увеличивает вязкость жидкости из-за образования в насосном оборудовании скважин стойких водонефтяных эмульсий обратного типа. При достижении значений эффективной вязкости в колонне насоснокомпрессорных труб (НКТ) порядка 0,01 Паш и более на баланс нагрузок уже оказывают существенное влияние силы гидродинамического трения.
Повышенное содержание парафина в нефти, с одной стороны, приводит к отложениям асфальтосмолопарафиновых веществ в насосном подъемнике. Отложение асфальтосмолопарафиновых веществ (АСПВ) снижает подачу насосных установок вплоть до полного ее прекращения и увеличивает аварийность оборудования из-за роста нагрузок. С другой стороны, повышенное содержание парафина в нефти вносит дополнительные осложнения в работу скважинного оборудования в период его запуска после вынужденных остановок скважин. Образование в нефти пространственной механической структуры, обусловленной ее тиксотропными свойствами, приводит к появлению дополнительных напряжений сдвига в жидкости и сопротивлений начальному движению колонны штанг. Начальный период запуска оборудования таких скважин сопровождается опережением хода головки балансира при ходе колонны вниз с последующим ударом в точке подвеса при ходе вверх. Такой режим продолжается несколько минут, пока не произойдут разрушение структуры парафиновых углеводородов и снижение сил сопротивления движению колонны штанг. Однако ударные нагрузки на оборудование приводят к обрывам колонны штанг, нередко в этот же период.
2. ИССЛЕДОВАНИЕ ИНТЕНСИВНОСТИ ОТЛОЖЕНИЙ АСФАЛЬТОСМОЛОПАРАФИНОВЫХ ВЕЩЕСТВ И ЭФФЕКТИВНОЙ ВЯЗКОСТИ ОБВОДНЕННОЙ НЕФТИ В НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБАХ ГЛУБИННО-НАСОСНЫХ СКВАЖИН
2.1. Влияние дебита и периода эксплуатации скважин на толщину отложения асфальтосмолопарафиновых веществ на стенках насосно-компрессорных труб
В [38] показано, что толщина отложения АСПВ в скважинах с УСШН зависит от дебита скважины и продолжительности ее работы. Для Киенгопской площади Чутырско-Киенгопского месторождения получено эмпирическое соотношение:
ОТ13

3,2(2 + 49
где <3 - дебит скважины, м3/сут;
Т - период работы, сут.
Формула (2.1) позволяет определять толщину АСПВ в верхней трубе колонны НКТ. При этом предполагается линейный закон изменения <5 от глубины начала отложения в направлении к устью скважины. Для Чутырско-Киенгопского месторождения глубина начала отложения АСПВ составляет около 650 м [13, 31, 46].
В то же время в этой же работе [38] показано (рисунок 1.6), что с ростом дебита наступает постепенное снижение интенсивности отложения АСПВ, обусловленное уносом кристаллов парафина с поверхности отложений при высоких скоростях потока жидкости.
Причиной такого расхождения является недостаточно полный охват периодов работы скважин с предельной толщиной отложений АСПВ. При образовании зазоров между отложениями АСПВ и штангами порядка 4,5...6,0 мм даже значительно уменьшенный дебит приводит к высокой скорости потока. В принципе, даже при нулевом дебите скважины гидродинамическая характеристика потока при движущейся колоне штанг