Обоснование и выбор технологий предупреждения и удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений в скважинах : на примере нефтяных месторождений Пермского Прикамья

• Автор: Турбаков, Михаил Сергеевич
• Шифр специальности: 25.00.17
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2011
• Место защиты: Пермь
• Количество страниц: 141 с. : ил.

ОГЛАВЛЕНИЕ
Введение
Глава I. Обзор и анализ проблемы образования асфальтеносмоло-парафиновых отложений при эксплуатации нефтедобывающих скважин
1.1. Г еолого-физическая характеристика нефтяных месторождений Пермского Прикамья
1.2. Учёт геолого-физических условий при выборе способов эксплуатации и технологических режимов работы скважин
1.3. Осложнения при добыче нефти на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ»
1.4. Факторы, способствующие образованию асфальтеносмоло-парафиновых отложений в скважинах
1.5. Предотвращение образования и удаление АСПО
1.5.1. Механические и гидродинамические методы
1.5.2. Физические методы
1.5.3. Химические методы
1.5.4. Микробиологический метод
1.5.5. Покрытие внутренней поверхности НКТ
1.6. Постановка цели и задач исследования
Глава II. Методика проведения исследований
2.1. Методика оценки технико-экономической эффективности внедрения технических средств и технологий предупреждения образования асфальтеносмолопарафиновых отложений
2.2. Методика составления математической модели и анализа полученных результатов теоретических исследований
2.3. Планирование экспериментов и обработка данных
Выводы к главе II
Глава III. Теоретические исследования по определнию глубины начала интенсивной парафинизации нефтедобывающих скважин
3.1. Исходные данные для расчёта
3.2. Расчёт распределения температуры потока в скважинах
3.3. Расчёт и построение кривой распределения давления в скважине
3.4. Расчёт и построение кривой изменения температуры насыщения нефти парафином в скважине
3.4.1. Определение температуры насыщения нефти парафином для
северной группы нефтяных месторождений Пермского Прикамья
3.4.2. Определение температуры насыщения нефти парафином для
Ножовской группы нефтяных месторождений
3.5. Определение глубины начала интенсивной парафинизации добывающих скважин
3.6. Сопоставление результатов теоретических и промысловых
исследований
Выводы к главе III
Глава IV. Обоснование и выбор технических средств и технологий предупреждения образования асфальтеносмолопарафиновых отложений в
добывающих скважинах
4.1. Технико-экономическая оценка эффективности применения технических средств и технологий предупреждения образования асфальтеносмолопарафиновых отложений в ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ»
4.1.1. Нагревательные кабельные линии
4.1.2. Магнитные аппараты
4.1.3. Скважинные контейнеры с ингибитором комплексного действия
4.1.4. Скважинные контейнеры с реагентом типа ТРИЛ
4.1.5. Скважинные контейнеры с дозаторами реагента
4.1.6. Устьевые дозаторы реагента

4.1.7. Устьевые дозаторы реагента с трубкой к приёму насоса
4.2. Разработка методических указаний по выбору технических средств и технологий для предупреждения образования асфальтеносмолопарафиновых отложений
4.2.1. Классификация осложнённых скважин
4.2.2. Методологические основы разработки мероприятий по предупреждению образования и удалению асфальтеносмолопарафиновых отложений
4.2.3. Подготовка исходных данных при выборе технологий предупреждения образования и удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений
4.2.4. Выбор углеводородных растворителей АСПО
4.2.5. Порядок выбора технологий и технических средств предупреждения образования АСПО
4.2.6. Промысловая оценка предложенных мероприятий
Выводы к главе IV
Основные выводы и рекомендации
Список использованной литературы

свойствами [20]. Образующиеся при этом биоПАВ и биополимеры служат дополнительными ингибиторами АСПО. Для осуществления такого технологического варианта борьбы с АСПО на устье скважины готовится специальный раствор из биомассы микроорганизмов и питательных веществ для них. Обогащенный кислородом раствор закачивается в межтрубное пространство и скважина запускается на самоциркуляцию в течение определенного времени. Как правило, метод реализуется на неглубоких скважинах, оборудованных штанговыми насосами, добываемая продукция которых не содержит сероводорода, характеризуется низким газовым фактором и повышенным содержанием парафиновых углеводородов в АСПО [19, 20, 32]. Межочистной период работы скважин может возрасти с 1...2 до
6... 12 месяцев.
На российских нефтяных промыслах опытные работы по данной технологии проводил НИИнефтепромхим преимущественно на объектах АО «Татнефть» со средней успешностью 60 %.
В США такую работу по разведению штаммов бактерий и применению их на промыслах ведет фирма Micro-Bac International, в Канаде - Kiseki Technology [32].
1.5.5. Покрытие внутренней поверхности НКТ
Данный метод основан на покрытии внутренней поверхности НКТ гладкими и (или) гидрофильными материалами с целью снижения адгезии АСПО. Наиболее надежными из материалов покрытий в этом отношении зарекомендовали себя стекло, эпоксидные и полимерные композиты [69, 72]. Фирмой Dowell Schlumberger (США) предложено модифицировать поверхность НКТ серным ангидридом (SO3) непосредственной закачкой его в скважину после очистки труб [69]. Однако применение этого метода сопряжено с высокой токсичностью SO3, коррозийной активностью образующейся при его контакте с водой серной кислоты и по этим причинам