Методы предотвращения и борьбы с асфальтосмолопарафиновыми отложениями на Приобском месторождении

ВВЕДЕНИЕ 2
1 ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ 4
1.1 Геолого-физическая характеристика месторождения 4
1.2 Свойства и состав нефти, газа и воды 14
1.3 Оценка запасов нефти 15
1.4 Осложняющие факторы геологического строения месторождения 17
Выводы по геологическому разделу 18
2 ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ 19
2.1 Состояние фонда добывающих скважин на Приобском месторождении 19
2.2 Анализ работы скважин, оборудованных УЭЦН 20
Подбор оборудования УЭЦН 20
2.3 Наиболее характерные осложнения при эксплуатации скважин с УЭЦН на Приобском месторождении 24
2.3.1 Динамика межремонтного периода УЭЦН 24
2.3.2 Осложняющие факторы эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН 26
2.4 Механизм образования АСПО 30
2.4.1 Состав и свойства асфальтосмолопарафиновых отложений 30
2.4.2 Факторы, влияющие на интенсивность образования АСПО 34
2.5 Литературный обзор по теме эффективности предупреждения образования и борьбы с АСПО в скважинах с УЭЦН 37
2.5.1 Методы борьбы с АСПО в скважинах при добыче нефти 37
2.5.2 Используемые мероприятия для увеличения межремонтного периода УЭЦН 49
2.5.3 Сравнение эффективности мероприятий по борьбе с осложнениями в условиях Приобского месторождения 51
2.6 Обоснование выбора предлагаемых решений 55
2.7 Определение зоны выпадения АСПО в осложненных скважинах 62
2.8 Прогнозная оценка увеличения МРП и определение технологической эффективности предлагаемых мероприятий 65
2.9 Обеспечение требований промышленной безопасности при эксплуатации УЭЦН 68
3 ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ 70
3.1 Обоснование экономической эффективности проведения предлагаемых решений на Приобском месторождении 70
3.2 Исходные данные для расчета экономических показателей 71
3.3 Расчет экономической эффективности от реализации предложенных мероприятий 71
Выводы по экономическому разделу 75
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 76
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 77

Весь текст будет доступен после покупки

Приобскoe месторождение нефти введено в промышленную эксплуатацию в 1988г. В настоящее время весь добывающий фонд механизирован.
Характерными осложнениями в процессе добычи нефти являются асфальтосмолопарафиновые отложения (АСПО) в колоннах лифтовых труб и во внутрискважинном оборудовании. Проведённый анализ компонентного состава отложений АСПО из внутрискважинного оборудования добывающих скважин Приобского месторождения показывает преобладание в них асфальтенов, содержание которых в среднем составляет около 30 %, а вместе со смолами более 50 %.
В настоящее время эффективность работ по борьбе с АСПО асфальтенового типа невысока. Самыми распространёнными методами борьбы с АСПО в силу своей дешевизны и простоты реализации являются «горячая» обработка лифта скважины (нефтью, либо паром) и метод механической очистки скребками разнообразной конструкции. Однако из-за высокой степени плотности и высокой температуры плавления отложений асфальтенового типа эти методы теряют эффективность с ростом доли асфальтенов в составе отложений.
В этом случае для борьбы с АСПО в насосном оборудовании требуется поиск более эффективных методов защиты.

Весь текст будет доступен после покупки

Приобское нефтяное месторождение в административном отношении расположено в Ханты-Мансийском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области.
Район работ удалён на 65 км к востоку от города Ханты-Мансийска, на 100 км к западу от города Нефтеюганска (рис. 1). В настоящее время район относится к числу наиболее экономически быстро развивающихся в автономном округе, что стало возможным в связи с ростом объёмов геологоразведочных работ и нефтедобычи.
Наиболее крупные разрабатываемые близлежащие месторождения: Салымское, расположенное в 20 км на восток, Приразломное, расположенное в непосредственной близости, Правдинское - в 57 км на юго-восток.

Схема расположения месторождения

Рис. 1
К юго-востоку от месторождения проходят трассы газопровода
Уренгой - Челябинск - Новополоцк и нефтепровода Усть - Балык - Омск.
Район находится в зоне разобщённого залегания приповерхностных и реликтовых многолетнемерзлых пород. Приповерхностные мёрзлые грунты залегают на водоразделах под торфяниками. Толщина их контролируется уровнем грунтовых вод и достигает 10-15 м, температура постоянная и
близка к 0 С0.
На сопредельных территориях (на Приобском месторождении мерзлые породы не изучены) ММП залегают на глубинах от 140-180 м (Лянторское месторождение). Мощность ММП составляет 15-40 м, реже - более. Мерзлыми являются чаще нижняя, более глинистая, часть новомихайловской и незначительная часть атлымской свит.
Наиболее крупными населенными пунктами, ближайшими к площади работ, являются города Ханты-Мансийск, Нефтеюганск, Сургут и из более мелких населенных пунктов - поселки Селиярово, Сытомино, Лемпино.
Геологический разрез Приобского месторождения сложен мощной толщей (более 3000м) терригенных отложений осадочного чехла мезокайнозойского возраста, залегающих на породах доюрского комплекса.
Доюрские образования (Pz)
В разрезе доюрской толщи выделяется два структурных этажа. Нижний, приуроченный к консолидированной коре, представлен сильно дислоцированными графит-порфиритами, гравелитами и метаморфизованными известняками. Верхний этаж, выделяемый как промежуточный комплекс, составляют менее дислоцированные эффузивно-осадочные отложения пермотриасового возраста толщиной до 650м.

Весь текст будет доступен после покупки

1. Дополнение к технологической схеме разработки Приобского месторождения. Тюмень. 2018г.
2. Технологический режим работы добывающих скважин. Декабрь, 2022г.
3. Отчет по работе осложненного фонда скважин. Декабрь, 2022г.
4. Регламент «Организация работы с отказами скважинного насосного оборудования механизированного фонда нефтяных и водозаборных скважин
ООО «РН-Юганскнефтегаз».
5. Баймухаметов, М. К. Совершенствование технологий борьбы с АСПО в нефтепромысловых системах на месторождениях Башкортостана: автореф. дис…канд. техн. наук. – Уфа, 2005.
6. Беззубов Д.В. Насосы для добычи нефти. М., Недра, 2006 г., 224 с.
7. Бешагина, Е.В. Кристаллизация нефтяных парафинов в присутствии поверхностно-активных веществ / Е.В. Бешагина, Н.В. Юдина,
Е.В. Лоскутова // Нефтегазовое дело. –2007. –No 1. –8 с.
8. Валеев М.Д., Хасанов М.М. Глубинно-насосная добыча вязкой
нефти. - Уфа: Башкирское книжное издательство, 2012. -147 с.
9. Зейгман Ю.В. Методика расчёта коэффициента естественной сепарации в процессе освоения нефтедобывающей скважины // Нефтегазовое дело. – 2016. - Т. 14. – No 4. – С. 45 – 49
10. Злобин, А. А. К вопросу о механизме действия ингибиторов для защиты от АСПО /А. А. Злобин, И. Р. Юшков // Вестник Пермского университета. – 2011. – Вып. 3(12). – С.78-83.

Весь текст будет доступен после покупки