WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

   Добро пожаловать!


 

На правах рукописи

Гуськова  ирина Алексеевна

РАЗРАБОТКА И РАЗВИТИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ ПРОБЛЕМЫ ФОРМИРОВАНИЯ ОРГАНИЧЕСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ В УСЛОВИЯХ

ЭКСПЛУАТАЦИИ ТЕХНОГЕННО ИЗМЕНЁННЫХ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и 

  газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

Бугульма 2011

Работа выполнена в Альметьевском государственном нефтяном институте

Официальные оппоненты:

Мусабиров  Мунавир Хадеевич

- доктор технических наук

Романов Геннадий Васильевич

- доктор химических наук, профессор, член-

  корреспондент  АН Республики Татарстан

Хисамутдинов Наиль Исмагзамович

- доктор технических наук, профессор

Ведущее предприятие

Институт нефтегазовых технологий и новых материалов АН Республики Башкортостан

Защита состоится 2 июня 2011 года в 15 часов на заседании диссертационного совета Д 222.018.01 в институте «ТатНИПИнефть» по адресу: 423236, Республика Татарстан, г. Бугульма, ул. М. Джалиля, 32.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке института «ТатНИПИнефть»

Автореферат разослан « » 2011 г.

Ученый секретарь диссертационного совета,

кандидат технических наук  Львова И.В.

Общая характеристика работы



Актуальность проблемы. Значительная часть крупнейших нефтяных месторождений России находится на поздней стадии разработки. Вновь вводимые в разработку месторождения  характеризуются  осложнёнными геолого-физическими условиями. Поддержание достигнутого уровня добычи углеводородов в значительной мере обусловлено решением  взаимосвязанных задач увеличения нефтеотдачи пласта, содержащего значительные остаточные запасы нефти на уже освоенных объектах, сохранения естественных фильтрационно-емкостных свойств пласта и повышения надёжности функционирования скважин. Особенно остро проблема повышения эффективности эксплуатации стоит для залежей нефти с повышенным содержанием парафинов, смол, асфальтенов. Процессы добычи такой нефти серьёзно осложнены формированием органических отложений, которые являются причиной снижения эффективности функционирования и появления технологических проблем в основных подсистемах единой нефтедобывающей системы: продуктивном пласте, призабойной зоне пласта,  скважине, системе нефтесбора.

Успешному решению проблемы формирования органических отложений препятствует ряд факторов природного и техногенного характера. В результате нагнетания значительного количества  холодной воды, имеющей различные физико-химические и микробиологические состав и свойства, широкого использования методов увеличения нефтеизвлечения (МУН) и интенсификации добычи нефти,  происходят существенные изменения термодинамического состояния, геолого-физических характеристик углеводородных залежей, состава и свойств продукции добывающих скважин. Исследование влияния техногенных изменений условий эксплуатации нефтяных залежей на  проблему формирования органических отложений является основой разработки и развития технологических решений, направленных на предупреждение и удаление отложений.

Обзор работ в области борьбы с органическими отложениями показывает, что при проектировании и применении технологий борьбы с органическими отложениями не всегда и не в полной мере учитываются взаимосвязи и взаимодействия отдельных подсистем нефтедобывающей системы и возможное негативное влияние технологий на надежность работы нефтедобывающей системы в целом. Необходимо дальнейшее развитие научного направления по разработке и совершенствованию технологий предупреждения и удаления органических отложений, применение которых не только обеспечит решение технологических проблем в данной подсистеме, но  и создаст оптимальные условия работы  взаимодействующих подсистем.

Использованный методологический подход обусловливает:

  • многоплановость объектов исследований диссертационной работы: органические отложения в условиях эксплуатации техногенно изменённых залежей нефти, и технологии, направленные на их предупреждение и удаление;
  • предмет исследований: закономерности формирования органических отложений на поздней стадии разработки,  параметры применения и взаимовлияние исследуемых технологических процессов, конструкций устройств и физико-химические свойства рабочих жидкостей.

Научное обоснование направлений развития методов предупреждения и удаления органических отложений, с учетом изменения условий добычи нефти и взаимовлияния технологий, обеспечит надёжное функционирование нефтедобывающей системы в осложнённых условиях эксплуатации техногенно изменённых залежей нефти и приведет к созданию научно-технической базы для получения долговременного стратегического эффекта.

  1. Цель работы: Разработка и развитие технологических решений, направленных на предупреждение и удаление органических отложений на основе исследований их состава, свойств, условий формирования, анализа взаимосвязей и взаимовлияния процессов в нефтедобывающей системе при эксплуатации техногенно изменённых залежей нефти.
  2. Задачи исследований:

1.        Оценка состояния проблемы формирования органических отложений и обоснование необходимости системного подхода к выбору методов борьбы с ними.

2. Изучение закономерностей изменения состава нефти и условий формирования органических отложений в результате применения  методов увеличения нефтеотдачи и технологических процессов интенсификации добычи нефти.

3. Исследование особенностей состава, свойств, кинетики формирования  органических отложений на поздней стадии разработки. Анализ влияния технологий эксплуатации скважин, процессов и явлений в пласте, призабойной зоне пласта, скважинном оборудовании на их формирование.

4. Разработка методологии удаления органических отложений с использованием химических реагентов в условиях длительной предыстории разработки нефтяных месторождений и взаимовлияния технологий. Разработка новых технологий удаления органических отложений.

5. Изучение закономерностей изменения параметров, характеризующих надёжность работы подземного нефтепромыслового оборудования добывающих скважин, осложнённых формированием органических отложений, в результате  применения методов удаления органических отложений.

6. Изучение кинетики формирования и эффективности удаления органических отложений для различных систем покрытий и материалов. Разработка критериев выбора покрытий и материалов, обеспечивающих  комплексное  решение технологических проблем. Анализ и выработка рекомендаций по повышению эффективности использования защитных покрытий в нефтедобывающей системе.

7.        Разработка системы внедрения и анализа новых технологий, параметров оценки технологической эффективности методов  предупреждения и удаления органических отложений.

Методы решения поставленных задач Решение  поставленных задач осуществлялось в процессе проведения теоретических, лабораторных и промысловых исследований с применением статистических методов обработки информации, методов планирования эксперимента, физико-химических методов исследований с использованием как стандартных, так и собственных методик. Методологической основой является комплексный системный анализ геолого-промысловых и экспериментальных данных, учитывающий особенности формирования органических отложений и применения методов их предупреждения и удаления на поздней стадии разработки, в условиях высокой обводнённости продукции скважин и изменения свойств нефти, снижения температуры пласта, а также техногенного изменения продуктивности скважин.

Научная новизна:

  1. Разработан научно-обоснованный комплексный подход к решению проблем формирования органических отложений на основе анализа взаимосвязей и взаимовлияния процессов в отдельных подсистемах нефтедобывающей системы в условиях техногенного изменения пластовых условий на поздней стадии разработки.
  2. Впервые с использованием спектрофотометрических методов исследования  динамики оптических свойств промысловых проб нефти, отобранных из реагирующих скважин, принадлежащих участкам применения физико-химических методов увеличения нефтеотдачи,  установлено значимое влияние методов увеличения нефтеотдачи на изменение оптической плотности добываемой нефти. В результате воздействия на остаточную нефть с использованием гидрофобного эмульсионного раствора установлено увеличение коэффициента светопоглощения добываемой нефти с  2867,5 см-1 до 4043,5 см-1 с коэффициентом линейной корреляции с объёмом добычи нефти 0,816. Показано, что увеличение концентрации оптически более плотных компонентов в добываемой нефти в сочетании с изменением термодинамических характеристик пласта, является фактором интенсификации процессов формирования органических отложений.
  3. Исследованиями состава и механизма формирования органических отложений в условиях поздней стадии разработки установлены существенные структурные и компонентные изменения органических отложений. На основе статистического анализа результатов лабораторных исследований составов проб органических отложений, отобранных из безводных и высокообводнённых (обводнённость >80%) скважин, определено, что в составе отложений, сформировавшихся в обводнённых скважинах увеличивается содержание иммобилизованной воды (до 65%),  смол и асфальтенов, что увеличивает пластичность и плотность отложений. Определены закономерности изменения интенсивности формирования органических отложений для дебитов скважин (1,5 до 35 т/сут) в широком интервале величин обводнённости (0-90%). Установлена  динамика увеличения глубины формирования органических отложений в зависимости от времени.
  4. На основе проведения комплекса промысловых, лабораторных и теоретических исследований причин интенсификации процессов формирования органических отложений в скважинном оборудовании после химического, теплового, термохимического воздействия на призабойную зону, анализа и оценки влияния ряда геолого-технических факторов показано, что основными факторами, определяющими интенсификацию формирования органических отложений в скважинном оборудовании являются коллоидная нестабильность добываемых нефтей и процессы рекристаллизации органических отложений при нагреве.
  5. Научно обоснованы технологические принципы предупреждения и удаления органических отложений, адаптированные к геолого-техническим условиям объектов разработки Татарстана и особенностям формирования органических отложений в техногенно изменённой нефтедобывающей системе:
  • Определена последовательность удаления органических отложений с использованием растворителей, включая выбор составов растворителей на основе лабораторных исследований растворимости органических отложений как с учетом состава органических отложений, так и с учетом структуры и длительности воздействия  (включая разработку нового экспериментального метода исследования растворимости органических отложений), оценку влияния растворителя на кинетическую устойчивость нефти, выбор объектов воздействия с соответствующими характеристиками притока и пластовых условий.
  • Установлено, что определяющим  в проявлении эффекта разрушения отложений водными растворами НПАВ для диапазона концентраций от 0,1% до 8% является время воздействия. Показано, что использование композиционных систем на основе масло - и водорастворимых ПАВ увеличивает эффективность разрушения отложений органических веществ за счет образования между водной и углеводородной фазами так называемой средней фазы, содержащей основное количество ПАВ и находящейся в равновесии с избытком воды и углеводорода. 
  • Для условий увеличения глубины формирования органических отложений в скважине обоснованы принципы применения механических методов удаления, соответствующие главному критерию применимости - минимизации негативного влияния  на надёжность работы колонны штанг. Показана возможность управления изменением максимальных и минимальных нагрузок на основе оптимизации компоновки колонны штанг и формы скребков-центраторов.
  • Теоретически и экспериментально на основе многофакторного анализа исследована динамика удаления органических отложений с поверхности защитных покрытий при взаимоналожении физико-химического и гидродинамического воздействия. Установлена кинетика формирования отложений для различных типов полимерных покрытий. Обнаружено проявление эффекта увеличения интенсивности формирования органических отложений в узком интервале температур 35-40С, обусловленного влиянием температуры на кинетику зарождения центров конденсации и доставку вещества к ним.

Основные защищаемые положения

    1. Результаты теоретических, экспериментальных и промысловых исследований влияния условий разработки и эксплуатации нефтяных месторождений на существенные изменения состава, свойств, интенсивности, области формирования органических отложений.
    2. Методологические подходы к применению технологий воздействия на призабойную зону скважин при добыче парафинистой нефти на поздней стадии разработки с учетом особенностей формирования органических отложений и взаимовлияния технологий.
    3. Направления развития технологий предупреждения и удаления органических отложений, обеспечивающих надёжное функционирование нефтедобывающей системы в условиях эксплуатации техногенно изменённых залежей нефти.

Практическая ценность и реализация работы

Результаты диссертационной работы использованы при составлении руководящих документов на технологии, которые широко внедрены в производство:

  • РД 153-39.1-252-02. Руководство по эксплуатации скважин установками скважинных штанговых насосов в ОАО «Татнефть». - Альметьевск: ОАО «Татнефть», 2002.
  • РД 153-39.1-241-02. Руководство по эксплуатации скважин УЭЦН в ОАО «Татнефть». - Альметьевск: ОАО «Татнефть», 2002.
  • РД 153-39.0-357-04. Технические требования к внутренним покрытиям стальных цилиндрических емкостей  (вертикальных и горизонтальных). Альметьевск: ОАО «Татнефть», 2004.
  • РД 153-391-288-03. Трубы насосно-компрессорные с внутренним полимерным покрытием. Инструкция по эксплуатации. Альметьевск: ОАО «Татнефть», 2004.
  • РД 153-39.0-322-03. Покрытия лакокрасочные для внутренней поверхности труб. Альметьевск: ОАО «Татнефть», 2004.

Определены критерии выбора и оценки эффективности технологий предупреждения и удаления органических отложений с учетом условий поздней стадии разработки и системного подхода к внедрению:

  • Разработана и используется в производственной деятельности методика исследования эффективности растворителей с учетом структуры отложений и свойств поверхности формирования.
  • Установлены основные факторы, определяющие эффективность удаления органических отложений с использованием водных растворов НПАВ в широком интервале температур для различных типов защитных покрытий и материалов. Установлены оптимальные концентрации и составы композиций НПАВ, обеспечивающие разрушение органических отложений и не оказывающие влияния на  интенсификацию формирования органических отложений.  Обоснован способ применения и композиция неионогенных ПАВ, обеспечивающий более эффективное, по сравнению с промышленно применяемыми способами, воздействие на органические отложения.
  • Обоснованы и конкретизированы технологические принципы применения механических методов удаления органических отложений с учетом их влияния  на надёжность нефтепромыслового оборудования. Определены зависимости влияния механических методов удаления органических отложений на изменение нагрузок в точке подвеса штанг, предложены критерии их выбора, определяющие более высокое качество очистки поверхности и надёжность нефтепромыслового оборудования.
  • Разработан стандарт предприятия СТО ТН 038-2009, систематизирующий и регламентирующий применение методов удаления и предупреждения органических отложений для призабойной зоны пласта, скважинного оборудования и системы нефтесбора.
  • Разработана  и внедрена в ОАО «Татнефть» автоматизированная информационная система поддержки управления инновационной производственной  деятельностью предприятия «Новая техника» (Свидетельство об официальной регистрации программы для ЭВМ №2006613522), комплексная автоматизированная система поддержки управления инновационной деятельности предприятия «ЭДИСОН+» (Свидетельство об официальной регистрации программы для ЭВМ №2007611393). Использование данных систем позволило существенно повысить технико-экономические показатели внедрения новых технологий.
  • На основе материалов диссертационной работы автором разработана новая дисциплина «Осложнения в нефтедобыче» для специальности «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» Альметьевского государственного нефтяного института. Материалы диссертационной работы используются при чтении лекций студентам по дисциплинам «Осложнения в нефтедобыче», «Эксплуатация нефтяных и газовых скважин», а также инженерно-техническим работникам нефтегазодобывающих предприятий на курсах  повышения квалификации.

Личный вклад автора состоит в постановке целей и задач исследований, выборе объектов и методов исследований, непосредственном участии в проведении экспериментов, систематизации и интерпретации полученных результатов, формулировании научных положений и выводов. Вклад автора является основным во всех разделах работы.

Апробация работы

Основные положения и результаты работы докладывались на отраслевых, региональных и международных конференциях:

Отраслевой научно-практической конференции «Проблемы разработки нефтяных месторождений и подготовки специалистов в вузе» (Альметьевск, 1996), научно-практической конференции «Техника и технология добычи нефти на современном этапе» (Альметьевск, 1998), Международной научно-технической конференции «Проблемы нефтегазового комплекса России» (Уфа, 1998), Научно-практической конференции, посвящённой 50-летию ОАО «Татнефть» «Развитие и перспективы нефтяной промышленности Татарстана на пороге 21 века» (Альметьевск, 2000), Всероссийской научно-практической конференции «Большая нефть 21 века» (Альметьевск, 2006), Международной научно-практической конференции «Повышение нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки нефтяных месторождений и комплексное освоение высоковязких нефтей и природных битумов» (Казань, 2007), Международных учебно-научно-практических конференциях «Трубопроводный транспорт-2008, 2009, 2010» (Уфа, 2008, 2009, 2010),  III научной конференции «Промышленная экология и безопасность» (Казань, 2008), 5-й Международной практической конференции и выставке «Механизированная добыча 2008» (Москва, 2008), Международной научно-практической конференции «Инновационные технологии в геологии и разработке углеводородов» (Казань, 2009), VIII Международной научно-практической конференции «Международные и отечественные технологии освоения природных минеральных ресурсов и глобальной энергии» (Астрахань, 2009), VI Международной научно-практической конференции «Нефтегазовые технологии» (Самара, 2009), научно-практической конференции «Актуальные вопросы разработки нефтегазовых месторождений на поздних стадиях. Технологии. Оборудование. Безопасность. Экология» (Уфа,  2010), Всероссийской научно-технической конференции, посвященной 80-летию Российского государственного университета нефти и газа имени И.М.Губкина «Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России» (Москва, 2010), Международной научно-практической конференции «Ашировские чтения» (2010, Туапсе), Международной научно-практической конференции «Инновации и технологии в разведке, добыче и переработке нефти и газа» (Казань, 2010).

Публикации. По результатам представленных в работе исследований опубликовано 67 научных работ, в том числе: 1 монография, 13 статей  в изданиях, рекомендованных ВАК РФ,  2 авторских свидетельства и патент на изобретение.

Структура и объём работы.  Диссертация состоит из введения, 6 глав, заключения, списка литературы и приложений. Она изложена на 313 страницах машинописного текста, содержит  82 рисунка,  96 таблиц, 5 приложений на 34 страницах. Библиографический список составляет 369 наименований.

Автор выражает благодарность д.т.н., члену – корреспонденту АН РТ Тронову В.П., академику АН РТ Ибатуллину Р.Р. за научные консультации и советы, оказанные при выполнении данной работы, своим коллегам с кафедры Разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений АГНИ,  ТатНИПИнефть, Инженерного центра ОАО «Татнефть», руководителям и специалистам ОАО Татнефть, за проведение совместных исследований и содействие в работе, обсуждение результатов и ценные замечания.

Основное содержание работы

Во введении обоснована актуальность темы исследования, сформулирована основная цель диссертационной работы, поставлены задачи исследования, показана научная новизна и практическая ценность.

Отмечено, что проблема формирования органических отложений  находится под пристальным вниманием специалистов производства и науки, является  одним из приоритетных направлений повышения эффективности эксплуатации скважин. Значительный вклад в изучение условий и механизма формирования органических отложений, разработку методов борьбы с органическими отложениями внесли отечественные и зарубежные учёные: Р.А.Абдуллин, А.А. Абрамзон, Г.А.Бабалян, А.З. Биккулов, Л.Ф.Волков, П.П.Галонский, Ф.С.Гарифуллин, В.Н.Глущенко, С.Н.Головко, А.И.Гужов, В.В.Девликамов, Н.Г.Ибрагимов, Я.М.Каган, Ф.А.Каменщиков, А.И.Комиссаров, В.И.Кудинов, С.Ф.Люшин, Б.А.Мазепа, Р.А.Максутов, Т.М.Мамедов, И.Т.Мищенко, А.Х.Мирзаджанзаде, М.Х. Мусабиров, В.Ф.Нежевенко, Н.Н.Непримеров, В.А.Рагулин, В.А.Рассказов, Ю.В.Ревизский, М.К.Рогачёв, Г.В. Романов, З.А.Ростэ, В.А.Ростэ, В.А.Сахаров, Ф.Л.Саяхов, М.А.Силин, В.В.Сизая, Б.М.Сучков, К.В.Стрижнев, А.Г.Телин, В.П.Тронов, К.Р.Уразаков, З.А.Хабибуллин, Н.И.Хисамутдинов, А.Я. Хавкин, Ю.В.Шамрай, Д.М.Шейх-Али, G. Mansoori, W.Frenier, M. Ziauddin,  R.Venkatesan и др.

Основной объем исследований по изучению состава, условий формирования, методов удаления органических отложений был выполнен в 60-х годах прошлого века. После этого в условиях функционирования нефтедобывающей системы произошли существенные изменения: изменилось термодинамическое состояние и особенности геолого-физических характеристик углеводородных залежей, в нефтепромысловой практике стали широко использоваться методы увеличения нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти, изменились состав и свойства добываемой продукции.

Изменение состава и свойств нефти оказывает значительное влияние на появление осложнений, обусловленных формированием органических отложений. Большой вклад в проведение исследований по изучению изменений состава и свойств нефти в процессе разработки месторождений, которые начали наиболее активно проводиться в последние десятилетия, внесли работы И.Ф. Глумова, Р.Н.Дияшева, Р.Р.Ибатуллина, А.Г.Ковалёва, О.В.Ковалёвой, А.Г.Козлова, Г.П.Курбского, Л.М.Петровой, Г.В.Романова, М.Л.Сургучёва, Э.М.Симкина, Т.Н.Юсуповой, Р.Н.Фахретдинова, М.Р.Якубова.

Основополагающие исследования проблемы формирования органических отложений проводились для отдельных подсистем и условий начальных стадий разработки нефтяных месторождений. Учитывая широкое внедрение методов интенсификации добычи нефти и увеличения нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки нефтяных месторождений, развитие негативных тенденций, связанных с изменением термодинамического состояния нефтесодержащих коллекторов, состава и свойств нефти, важная научно-прикладная задача решения проблемы  формирования органических отложений требует дальнейших исследований и развития на основе системного подхода, с учётом изменений условий эксплуатации, взаимовлияния применяемых технологий,  накопленного опыта и результатов  современных научных исследований.

Первая глава посвящена изучению техногенных изменений условий  добычи нефти, её состава и свойств в процессе разработки и их влияния на формирование органических отложений.

Показано, что в процессе разработки происходит существенное изменение параметров и свойств нефти. По ряду площадей Ромашкинского месторождения произошло  уменьшение газового фактора на 6-14%, увеличение плотности пластовой нефти на 1,4-1,9%, вязкости на 28,5%, снижение давления насыщения на 6-10%, увеличение содержания асфальтенов на 81%. Изменился фракционный состав нефти и компонентный состав нефтяного газа.

Исследования влияния физико-химических методов увеличения нефтеотдачи (МУН) на состав добываемой нефти были проведены на основе определения динамики изменения  оптических характеристик промысловых проб нефти, которые отбирались в течение 6 - 9 месяцев  с периодичностью 2 недели, из добывающих скважин участков, на которых  были реализованы технологии  с использованием гидрофобного эмульсионного раствора (ГЭР), композиционной системы на основе низкоконцентрированных растворов полимеров и поверхностно-активных веществ (НКПС), а также реагента СНПХ - 9030.  Выбор участков скважин проводился с использованием КИС АРМИТС с учётом необходимости исключения влияния на оптические свойства нефти каких-либо иных факторов, кроме методов увеличения нефтеотдачи. Измерения оптических спектров проводились  на фотометре КФК-3 в диапазоне длин волн от 310 нм до 990 нм (рис. 1). На основе статистического анализа лабораторных исследований в качестве основной длины волны для всех скважин исследуемых участков установлено, что оптимальным является использование  длины волны 385 нм и 390 нм в ультрафиолетовой области спектра.

Подключение недренируемых ранее зон пласта, содержащих непреобразованную нефть, в результате применения технологии СНПХ-9030, обусловило уменьшение коэффициента светопоглощения добываемой нефти с 3712,4 до 2667,1 см-1 с коэффициентом корреляции с объёмами добычи нефти -0,937. В результате вытеснения остаточной преобразованной нефти с использованием гидрофобного эмульсионного раствора установлено увеличение коэффициента светопоглощения добываемой нефти с 2867,5 см-1 до 4043,5 см-1 с коэффициентом линейной корреляции с объёмом добычи нефти 0,816.

а)

б)

в)

г)

Рис.1 - Динамика спектров поглощения проб нефти скважины

а) 14776 б)14777 (технология ГЭР) в)11321 г) 11322 (технология СНПХ-9030)





Комплексное воздействие технологии композиционных систем на основе низкоконцентрированных растворов полимеров и поверхностно-активных веществ (НКПС), направленное как на выравнивание фронта заводнения и вовлечение в разработку ранее неохваченных воздействием зон пласта,  так и на вытеснение остаточной пластовой нефти из низкопроницаемых и высокопроницаемых зон, обусловило увеличение коэффициента светопоглощения добываемой нефти с 3257,9 см-1 до 3971,8 см-1.

Таким образом, в результате исследований динамики оптических свойств промысловых проб нефти, отобранных из реагирующих добывающих скважин участков нагнетательных скважин, на которых были использованы гидрофобный эмульсионный раствор, низкоконцентрированный раствор полимеров и поверхностно-активных веществ, СНПХ - 9030, установлено, что применение физико-химических методов увеличения нефтеотдачи может привести к существенному изменению оптической плотности добываемой нефти.

Теоретическими и экспериментальными исследованиями установлено, что увеличение содержания в составе нефти смол и асфальтенов оказывает влияние на увеличение массы формирующихся отложений и их пластичность. С учетом потенциального изменения содержания смол и асфальтенов в составе продукции скважин, являющихся объектами применения физико-химических методов увеличения нефтеотдачи, особенно  на стадии опытно-промышленных работ, рекомендовано проведение мониторинга показателей работы скважин в сочетании с проведением исследований изменения оптических свойств промысловых проб нефти.  В качестве основного метода, позволяющего провести оперативную оценку влияния методов увеличения нефтеотдачи на изменение содержания в составе нефти оптически более плотных компонентов, предложено использование фотоколориметрии.

Вторая глава посвящена исследованию структурных и компонентных особенностей органических отложений, формирующихся в скважинном оборудовании на поздней стадии разработки, в условиях эксплуатации техногенно изменённых залежей нефти.  Существующие методы удаления органических отложений, несмотря на их многообразие, позволяют решать проблему формирования  органических отложений апостериори, после выхода скважин из строя и анализа проб отложений, отобранных при проведении подземных ремонтов.  В данных условиях, статистический анализ результатов определения состава и физико-химических свойств органических отложений, закономерностей их изменения, в зависимости от условий и зоны формирования, имеет первостепенное значение и представляет несомненный практический интерес.

На основе исследования образцов органических отложений, отобранных с внутренней поверхности насосно-компрессорных труб (НКТ) скважин Чишминской, Сармановской, Ташлиярской, Алькеевской и Восточно-Сулеевской площадей Ромашкинского месторождения, установлено, что независимо от глубины формирования и технологических режимов работы скважин, отложения имеют парафиновое основание и относятся к классу  отложений с преобладанием органических веществ. Для отложений, отобранных с поверхности НКТ с глубины до 400м, среднее значение отношения суммарного содержания смол и асфальтенов к парафинам (показателя  (А+С)/П ) колеблется от 0,57 до 0,80. Для отложений, отобранных с поверхности НКТ и глубины более 400 м, показатель (А+С)/П составляет  от 0, 33 до 0,54 (рис.2). Максимальное содержание мехпримесей - 10-15% масс., в среднем 3,5 % масс.

Установлено более высокое содержание парафинов в составе отложений,  формирующихся в условиях отсутствия перепада температуры - на поверхности штанг и цилиндра насоса.

а)

б)

Рис.2 - Среднее значение показателя (А+С)/П для проб органических отложений с поверхности НКТ: а) глубина формирования до 400 м; б) глубина формирования более 400 м

Выявлено существенное влияние обводнённости продукции скважин на состав и свойства органических отложений. На основе статистического анализа результатов лабораторных исследований промысловых проб органических отложений, отобранных из скважин с различной обводнённостью, установлена динамика изменения в составе отложений иммобилизованной воды в зависимости  от обводнённости скважинной продукции (рис. 3).

Определено, что условия формирования органических отложений являются существенным фактором, определяющим их состав и физические свойства. Содержание воды, которое  находится в пределах 15-65%, в составе отложений  на поверхности штанг выше, чем в пробах отложений, отобранных с поверхности НКТ. При увеличении глубины формирования происходит увеличение содержания воды в составе отложений, формирующихся на поверхности НКТ, плотность которых возрастает, и, в зависимости от водосодержания, составляет от 967,5 кг/м3 до 1036 кг/м3.

Рис.3 – Влияние обводненности продукции скважин на содержание нефти и воды в составе отложений

Выявлено влияние обводнённости продукции скважин на увеличение в составе органических отложений смол и асфальтенов. На основе статистического анализа результатов лабораторных исследований составов проб органических отложений, отобранных из скважинного оборудования безводных и высокообводнённых (обводнённость >80%) скважин определено, что более 15% смол в составе  органических отложений  имеют 41% обводненных и только 12% безводных скважин.

а)

б)

Рис.4- Гистограмма распределения проб органических отложений по содержанию:

а) смол, б) асфальтенов для различной обводнённости продукции скважин

47% проб органических отложений, отобранных из скважин с безводной продукцией, содержат менее 4% асфальтенов, и ни одной пробы с таким содержанием  асфальтенов не отмечено в скважинах с обводненной продукцией. При этом пробы отложений 94% обводненных скважин в составе органических отложений содержат более 4% асфальтенов.

Температура плавления органических отложений является одним из показателей, определяющих эффективность применения ряда методов удаления органических отложений. Установлено, что органические отложения, сформировавшиеся в одной скважине, на одной глубине, в зависимости от области формирования (поверхность штанг, НКТ, цилиндра насоса),  имеют достаточно широкий диапазон температур плавления и кристаллизации. В интервале температур 46-35 С наблюдается начало образования кристаллических структур, а при температурах 36 - 31С отмечено завершение кристаллизации большинства образцов органических отложений. Диапазон температур плавления составляет 78 – 85 С.

Выявлено наличие пористости образцов органических отложений. Общая пористость образцов с ненарушенной структурой составляет 6,7-19,9 %, а их открытая пористость 3,5-12,0%. Установлено, что рекристаллизация приводит к увеличению температуры плавления органических отложений в среднем на 3,8 С, возникновению в них беспористых, пластичных структур, обладающих повышенной адгезией к твердым поверхностям.

Таким образом, в результате  исследования  свойств промысловых проб органических отложений, формирующихся в скважине на поверхности различных элементов нефтепромыслового оборудования, установлено, что условия формирования отложений являются существенным фактором, определяющим их свойства. Образцы органических отложений, отобранных из одной скважины, характеризуются значительной неоднородностью по свойствам. Отложения, сформировавшиеся на одной глубине, но в условиях отсутствия перепада температур (на поверхности цилиндра насоса и штанг), обладают большими значениями плотности и меньшими значениями пористости, чем отложения, сформировавшиеся на поверхности НКТ.

Технологические операции оказывают существенное влияние на изменение свойств органических отложений. В результате исследования плотности отложений с ненарушенной структурой, после смятия, после термического воздействия, выявлено, что пробы органических отложений с ненарушенной структурой имеют величину плотности большую, чем у нефти и пресной воды (976,6 - 1036,5 кг/м3). Наибольшее влияние на изменение плотности (до 11%) оказывает нагрев отложений до 85С, в результате которого происходит переуплотнение структуры отложений и переход системы в более стабильное, устойчивое состояние за счет самопроизвольного уплотнения пористого тела. После смятия и удаления минерализованной воды наблюдается уменьшение плотности до величины, несколько превышающей плотность нефти (967,6 - 984,4 кг /м3). Минимальное изменение плотности после нагрева отмечено для отложений, сформировавшихся на поверхности цилиндра насоса в условиях отсутствия перепада температур.  В результате исследований механической прочности промысловых органических отложений установлено, что при последовательном нагреве до температур 30, 40, 60 С происходит увеличение пенетрации в 1,4-3,4 раза в зависимости от области формирования.

Присутствие основных вышеперечисленных факторов  способствует стабилизации процесса формирования пластичных, трудносмываемых отложений и приводит к необходимости новых подходов к решению проблемы формирования органических отложений.

Третья глава посвящена анализу и обоснованию общего методологического подхода к проведению обработок призабойной зоны (ОПЗ) скважин, осложнённых формированием органических отложений. В процессе эксплуатации скважин при добыче парафинистой нефти процессы формирования органических отложений и связанные с ними технологические проблемы обусловлены не только природными явлениями и процессами, но и техногенным влиянием.

Рис.5 - Изменение  пенетрации органических отложений в результате термического  воздействия, ед. (мм ⋅10-1)

На основе анализа физико-химических особенностей процессов взаимодействия между пластовыми флюидами, их высокомолекулярными компонентными группами и твердой поверхностью  установлены факторы, способствующие интенсификации формирования органических отложений в скважинном оборудовании в результате применения теплового  и термохимического воздействия на призабойную зону, включая десорбционные процессы, нестабильность коллоидной структуры добываемых нефтей (диапазон изменения вязкостно-плотностного индекса от 4,25(Альметьевская площадь) до 4,36 (Восточно-Лениногорская площадь)), значительный разброс соотношения смолы \ асфальтены (от 1,03 (Павловская площадь) до 7,0 (Холмовская площадь)), определяющих поведение дисперсной фазы нефти, линейное увеличение пластичности органических отложений в результате последовательного нагрева и охлаждения (рис.5).

Изменение пластичности обусловлено тем, что  в исходном состоянии  органические отложения обладают пористостью и имеют развитую межфазную поверхность. При проведении воздействия на призабойную зону с использованием  тепловых и термохимических методов происходит нагрев как нефти, так и органических отложений, сформировавшихся на поверхности пор, перфорационных каналов, элементах конструкции скважины. При увеличении температуры усиливаются процессы массопереноса, происходит заполнение веществом пор между зёрнами, что приводит к сокращению внутренней поверхности и уплотнению отложений. Выявлен эффект уменьшения  растворимости органических отложений в 1,6-3,6 раза (в зависимости от режима растворения) после плавления. Показано, что последовательное плавление приводит к  увеличению температуры  плавления отложений на 0-16С, в среднем на 4,8 градуса.  Определено, что при переходе со статического на динамический режим средняя скорость растворения отложений в нативном состоянии увеличилась в 2,4 раза,  отложений с уплотнённой структурой-  в 1,5 раза, отложений после плавления – только  на 18%.

Теоретическими и лабораторными исследованиями установлено, что процесс формирования органических отложений описывается экстремальной зависимостью интенсивности роста массы отложений от температуры. Обнаружен эффект увеличения массы и интенсивности формирующихся отложений при увеличении температуры от 25 до 30С. Интенсификация процессов формирования органических отложений при некотором увеличении температуры рассмотрена с точки зрения  кинетики образования новой фазы. Этот процесс можно условно разделить на  две последовательных стадии: образования центров конденсации (зародышей) и роста зародышей. Скорости обеих стадий зависят от природы компонентов системы, степени её пересыщения, переохлаждения и т.д. Обе стадии, в свою очередь, включают зарождение центров конденсации, скорость которого определяется по теории флуктуации вероятностью образования этого центра, и доставку вещества к центру конденсации, обеспечивающую образование устойчивого зародыша. Показано, что с ростом степени переохлаждения скорость зарождения центров кристаллизации увеличивается и уменьшается скорость доставки вещества (увеличивается вязкость). После формирования центров кристаллизации происходит их дальнейший рост – вторая стадия образования новой фазы, которая протекает практически при любой степени пересыщения. Стадия роста зародышей, как и первая стадия, включает процесс возникновения двумерных центров конденсации на поверхности зародыша и доставку вещества к этим центрам. Подобный характер изменения скорости образования центров кристаллизации от температуры в значительной степени обусловливает существование  максимума температуры, соответствующего наибольшей интенсивности формирования отложений.

На примере  осложнённого  фонда добывающих скважин НГДУ «Джалильнефть» был выполнен анализ длительности работы  скважин после проведения различных  видов ОПЗ до  выхода  из  строя  по  причинам, связанным  с  формированием органических отложений (рис.6). На основе статистического дисперсионного анализа ряда геолого-технологических характеристик скважин установлено, что на длительность работы скважины после проведения воздействия до выхода в ремонт по причинам, связанным с формированием органических отложений,  оказывают вид воздействия, дебит и забойное давление.

Рис.6 – Средняя длительность работы скважин до выхода из строя по причинам, связанным с формированием органических отложений после проведения различных видов ОПЗ

Учитывая, что наиболее длительный период работы осложнённого фонда скважин до выхода в ремонт по причинам, связанным с формированием органических отложений, наблюдался после использования ОПЗ, технология проведения которых предусматривает полное удаление продуктов реакции, с использованием ассоциативного анализа выполнена оценка влияния удаления продуктов реакции из призабойной зоны на интенсивность формирования органических отложений. Проведение ассоциативного анализа основывалось на оценке связи двух качественных признаков: длительности работы скважины до выхода из строя по причинам, связанным с формированием органических отложений и удалением продуктов реакции из призабойной зоны. Группы скважин с различной длительностью работы после проведения воздействия до выхода в ремонт по причинам, связанным с формированием органических отложений (до 200 суток, от 200 до 400 суток и более 400 суток) были разбиты на подгруппы: технологии с удалением продуктов реакции и без удаления продуктов реакции. В результате проведения анализа установлена связь между очисткой призабойной зоны скважин свабированием после проведения технологических операций и длительностью работы скважины до выхода из строя по причине формирования органических отложений.

Показано, что выбор наи­более приемлемого из рассматриваемой совокупности метода воздействия может быть основан на основе теории нечетких множеств, где наряду с критериями оценки технологической и экономической эффективности применения метода  воздействия может быть использован критерий применимости, который является параметром комплексной оценки эффективности рассматриваемого метода воздействия:

  (1)

где μij— степень принадлежности i-го параметра j-ому методу воздействия; αij-весовой коэффициент i-го параметра.

Главным критерием и основным принципом воздействия на призабойную зону скважин, осложнённых формированием органических отложений, должен стать принцип системного мониторинга и оценки влияния технологии не только на фильтрационные характеристики призабойной зоны пласта, но на надёжность работы взаимодействующей подсистемы - скважины.  Решение проблемы предотвращения влияния  технологий ОПЗ на интенсификацию формирования органических отложений, и, как следствие, появление осложнений в работе скважины, должно базироваться на решении следующих задач:

  • Создание базы данных о количестве и видах химреагентов, используемых в технологических процессах эксплуатации скважин и воздействия на призабойную зону пласта;
  • Тестирование химреагентов на активность и совместимость, определение их влияния и взаимовлияния на технологические процессы;
  • Мониторинг термодинамических параметров технологий воздействия на призабойную зону пласта и оценка результатов их тестирования по влиянию на коллоидную устойчивость нефти;
  • Регламентирование  обязательной  полной  очистки призабойной  зоны от  продуктов реакции методом свабирования. 

Таким образом, на основе проведения промысловых, лабораторных и теоретических исследований разработаны основные положения методологии принятия технологических решений при проектировании ОПЗ для осложнённого формированием органических отложений фонда скважин с учетом влияния на надёжность работы  взаимодействующих подсистем.

Четвертая глава посвящена исследованию условий формирования органических отложений в различных подсистемах нефтедобывающей системы на поздней стадии разработки, включая пласт, призабойную зону пласта добывающих и нагнетательных скважин,  скважину.

На основе анализа результатов исследований формирования органических отложений в пластовых условиях показано, что вследствие большого различия в условиях, результаты экспериментального изучения процесса в значительной степени противоречивы. В качестве критерия оценки потенциальной возможности кольматации порового пространства пласта органическими веществами оптимальным является использование комплексного параметра - величины насыщенности пластовой нефти парафином, которую характеризуют разностью между температурами - пластовой и насыщения нефти парафином. Данный параметр  характеризует как группу факторов, определяющих компонентный состав и физико-химические свойства добываемых нефтей и их изменение в процессе разработки, так  и группу температурных факторов, определяющих термодинамические условия и их изменение в процессе разработки. Замеры пластовой температуры и пластового давления по ряду скважин Восточно-Сулеевской площади Ромашкинского месторождения показали, что температура пласта по исследованным скважинам колеблется от 29 до 34С. На основе анализа величин пластовой температуры и температуры насыщения нефти парафином, показано, что пластовая нефть  по исследованным скважинам насыщена или близка к насыщению парафином.

Значимым негативным фактором, оказывающим влияние на эксплуатацию добывающих скважин, является формирование органических отложений в призабойной зоне при изменении термобарических условий в процессе эксплуатации залежей нефти. На основе статистического анализа  результатов термометрии скважин Абдрахмановской площади Ромашкинского месторождения, установлено, что более 50% добывающих скважин с интервалом перфорации в пределах 1600-1780 метров имеют забойную температуру меньше верхнего предела температуры начала кристаллизации. (рис.7)

Рис.7 - Распределение скважин Абдрахмановской площади по результатам термометрии

На снижение проницаемости призабойной зоны нагнетательных скважин и прилегающей промытой зоны продуктивного горизонта оказывает влияние характер взаимодействия в системе порода – остаточная нефть - закачиваемые флюиды. В зависимости от особенностей геологических и термодинамических характеристик призабойной зоны нагнетательной скважины изменение её проницаемости возможно вследствие непосредственного  возникновения и роста частиц в поровом пространстве, имеющем остаточную нефтенасыщенность, кольматационных эффектов  при фильтрации воды. Одной из важнейших причин, определяющих возможность кольматации порового пространстства призабойной зоны нагнетательных скважин органическими веществами, является наличие эмульгированной нефти в закачиваемой воде.

На основе анализа изменения свободной поверхностной энергии системы в процессе избирательного смачивания показано, что существует благоприятное для существования плёночной нефти соотношение сил адгезии нефти к зёрнам породы и отрывающего усилия под воздействием скоростного напора потока. Неизвлекаемая плёночная нефть, в которую переходит эмульгированная нефть, содержащаяся в закачиваемой воде, при соответствующем понижении температуры является одной из основных причин снижения фильтрационно-ёмкостных характеристик призабойной зоны пласта нагнетательных скважин. Данный вывод подтверждается результатами лабораторных исследований состава кольматантов призабойной зоны нагнетательных скважин Миннибаевской площади Ромашкинского месторождения  и Ново-Елховской площади Ново-Елховского месторождения. Исследования проводились  по пробам воды, последовательно отобранным в процессе проведения динамических изливов, используемых для очистки призабойной зоны пласта  нагнетательных скважин. Выявлено повышенное содержание нефтепродуктов в первых пробах воды по скважинам анализируемых площадей (свыше 1000 мг/л).

Рис.8 - Кратность увеличения приёмистости в результате проведения динамического излива в зависимости от начальной приёмистости скважин

Повышенное содержание нефтепродуктов, очевидно, обусловлено тем, что при  охлаждении призабойной зоны ниже температуры начала кристаллизации парафина в результате контакта органической части примесей, закачиваемых с водой в нагнетательные скважины, и в большинстве случаев представляющих собой эмульгированные плёнки разрушенных структур промежуточных слоёв, в составе которых преобладают тяжёлые масла, парафины, и асфальтены, происходит обогащение плёночной нефти парафином и асфальтенами. Процесс формирования нефтяной плёнки с повышенным содержанием асфальтенов и парафинов является энергетически выгодным, в результате чего в первую очередь  снижается приёмистость пластов в зонах с низкой проницаемостью. Данный вывод подтверждён результатами статистической обработки промысловых исследований по изменению приёмистости после проведения динамических изливов. Получена зависимость кратности изменения приёмистости от начальной приёмистости (рис. 8). В скважинах, где приёмистость до проведения излива практически отсутствовала и составляла в среднем менее 2 м3/сут, приёмистость увеличилась в среднем в 30 раз. На скважинах со средней величиной приёмистости от 14 до 40 м3/сут и более, увеличение произошло в 1,2- 9 раз.

При эксплуатации добывающих скважин в ОАО «Татнефть» проблема формирования органических отложений существует, в основном в скважинах, пробуренных на терригенные отложения верхнего девона. Изучена динамика максимальной глубины формирования органических отложений на основе данных 1849 актов подземных ремонтов скважин, выполненных за последние 10 лет в различных НГДУ ОАО «Татнефть». Результаты статистического анализа показывают, что с 1999 года количество скважин, в которых глубина формирования органических отложений составляет более 900м, увеличилось с 24,1 до 67,7% (рис. 9).

Рис.9 -  Динамика изменения глубины формирования органических отложений

Выявлено, что характерной особенностью проблемы формирования органических отложений на поздней стадии разработки при эксплуатации скважин, оборудованных ШГН, является формирование органических отложений не только в насосно-компрессорных трубах (73% ремонтов), но и в насосном оборудовании, и на поверхности штанг, в условиях отсутствия перепада температур (27% ремонтов). На основе статистической обработки термограмм добывающих скважин, осложненных формированием органических отложений, построены гистограммы распределения скважин по величине температуры на глубине 1500 и 1000 метров (рис.10). Более 30% осложнённого формированием  органических отложений фонда скважин на глубине 1500 метров имеют температуру менее 27°С, и для 100% исследованных скважин на глубине 1000 метров отмечена температура ниже 21°С, т.е. меньше нижнего предела температуры начала кристаллизации.

Показано, что интенсивность формирования органических отложений в добывающих скважинах при добыче парафинистых нефтей определяется свойствами и составом нефти, физическими параметрами потока, характеристиками поверхности, термодинамическими условиями.

Рис. 10 - Гистограмма распределения скважин по результатам термометрии

Дебит оказывает влияние  на  интенсивность роста органических отложений за счет контакта с новыми порциями носителя асфальтенов, смол, парафинов – нефтью и скорость охлаждения нефти, с одной стороны, и разрушение отложений, с другой. В реальных условиях, при добыче нефти, процесс формирования органических отложений обусловлен сложными явлениями, происходящими при движении многокомпонентных смесей. На формирование отложений парафина оказывает влияние большое число факторов и определение роли каждого из них в условиях математического или физического моделирования представляет значительные трудности, так как изменение одного фактора приводит к изменению многих других параметров. В условиях скважины все факторы действуют одновременно, проявляясь, в конечном счете, в суммарном влиянии дебита на интенсивность формирования органических отложений на поверхности нефтепромыслового оборудования.

Рис. 11 - Распределение скважин, осложнённых формированием органических отложений  по дебитам

В результате анализа технологических режимов осложнённых формированием органических отложений скважин Восточно-Сулеевской, Алькеевской, Чишминской и Ташлиярской площадей Ромашкинского месторождения построено статистическое распределение скважин осложнённого фонда по дебитам (рис.11). Полученное статистическое распределение выровнено с  помощью нормального закона распределения:

    (2)

Qж-дебит по жидкости, м3/сут.

Установлено, что наиболее часто органические отложения формируются в скважинах, имеющих дебиты  менее 20 т/сут. Причем в этом диапазоне дебитов  преобладают скважины, имеющие дебит по жидкости до 5 т/сут. Критическим дебитом, когда образование в скважинах органических отложений практически не наблюдаются, является дебит свыше 35т/сут.

Учитывая, что необходимость профилактической обработки возникает при уменьшении проходного сечения НКТ примерно в два раза, можно оценить интенсивность формирования органических отложений в зависимости от дебита скважины для различной обводненности. На основе анализа промысловых данных с использованием параметра интенсивности формирования органических отложений i, представляющего собой отношение суммарного количества промывок, выполненных за календарный год на скважинах с определенной обводненностью продукции к  соответствующему количеству скважин, определена интенсивность формирования органических отложений для скважин с различной обводнённостью (рис. 12).

Рис.12 - Интенсивность формирования органических  отложений в зависимости от дебита и  обводнённости продукции

Характер кривых, полученных в результате обработки промысловых данных, подтверждает результаты экспериментальных исследований влияния скорости на интенсивность формирования органических отложений. Установлено, что в интервале дебита 0-10м3/сут. минимальная интенсивность формирования органических отложений соответствует минимальной обводненности потока.  Это связано с тем, что  при движении безводной продукции при небольших скоростях потока образуется рыхлая структура отложений с низкой прочностью. Поэтому, несмотря на относительно большую скорость роста, результативная интенсивность формирования отложений в условиях скважины незначительна. С увеличением скорости потока для безводных скважин происходит некоторое увеличение интенсивности формирования отложений. Для соответствующего интервала скорости при движении обводненной продукции, несмотря на большую пластичность формирующихся отложений и увеличение в их составе содержания асфальтенов, смол, воды и механических примесей, происходит некоторое уменьшение интенсивности, что обусловлено  влиянием скорости на темп охлаждения, дисперсность водонефтяного потока и  его реологические свойства. Дальнейшее нарастание скорости увеличивает роль смывающего фактора и темп его охлаждения, интенсивность процесса формирования органических отложений при этом снижается.

На поздней стадии разработки, в условиях эксплуатации техногенно изменённых залежей, добыча нефти происходит в условиях  высокой обводненности продукции скважин, значительная  часть скважин имеет низкие дебиты  и забойные давления. Многофакторный дисперсионный анализ влияния ряда геолого-технических характеристик на длительность работы до выхода из строя по причинам, связанным с формированием органических отложений в НКТ, скважин Восточно-Сулеевской и Алькеевской площадей Ромашкинского месторождения, позволил установить не только факт влияния анализируемых показателей на ход процесса, но и степень влияния от­дельных факторов и их взаимодействий. Выявлено, что при добыче обводнённой нефти, дебит оказывает наиболее значительное влияние на интенсивность формирования органических отложений, меньшее влияние оказывает обводнённость и сочетание факторов обводнённости и забойного давления.

Таким образом, на основе выполненных теоретических и промысловых исследований установлены закономерности и выявлены основные факторы, определяющие интенсивность формирования органических отложений при движении обводнённой продукции. Установлено, что в условиях эксплуатации техногенно изменённых залежей на поздней стадии разработки область формирования органических отложений включает все основные подсистемы нефтедобывающей системы - пласт, призабойную зону пласта, основные элементы скважинного оборудования, включая насосно-компрессорные трубы, насосное оборудование, колонну штанг.

Пятая глава посвящена проблеме совершенствования технологий и  разработке новых технологических решений, обеспечивающих эффективное применение методов предупреждения и удаления органических отложений в условиях функционирования единой нефтедобывающей системы. Показано, что  системный подход к выбору методов предупреждения и удаления органических отложений требует рассмотрения объектов применения не только как самостоятельных систем, но и как элементов систем более высокого ранга. Такой подход требует, чтобы решение проблемы формирования органических отложений было основано на использовании методов, оказывающих положительное влияние, или, как минимум, не оказывающих негативного влияния на функционирование нефтедобывающей системы в целом. На основе анализа  и систематизации методов предупреждения и удаления органических отложений предложена классификация методов предупреждения и удаления органических отложений, основанная на учёте влияния технологий на смежные технологические процессы и надёжность функционирования нефтедобывающей системы в целом.

На основе анализа ранее проведённых исследований по выбору растворителей для удаления органических отложений, показано, что при выборе растворителя на основе  изучения  взаимодействия «состав отложений – состав растворителя» были сформулированы требования к растворителям, обеспечивающим максимум растворимости органических отложений, разработано физико-химическое обоснование направленного подбора растворителей, предложены и испытаны составы растворителей для удаления отложений. Несмотря на это, данный подход имеет недостатки.

  • Практически все исследования по выбору оптимального растворителя основаны на изучении влияния состава растворителя на кинетику растворения, в зависимости от состава органических отложений.  При этом не учитываются структура и свойства отложений, и возможные их изменения в результате применения различных технологий.
  • Процесс подбора растворителей  не включает этап проведения исследований по оценке влияния растворителя на устойчивость нефтяной дисперсной системы, так как при смешении с лёгким углеводородными растворителями  возможно уменьшение вязкости нефтяной дисперсной системы, и как следствие, снижение коллоидной стабильности и ускорение седиментационных процессов.

Существующие методики оценки эффективности растворителей основаны на пробоподготовке образца  органических отложений, в том числе с  использованием механического воздействия или плавления, в результате чего полностью меняется структура отложений.

Как правило, оценка растворяющей способности проводится в условиях, когда растворитель действует на образец  органических отложений со всех сторон, тогда как на практике всестороннего контакта растворителя и  органических отложений не происходит.

Под руководством автора был разработан новый экспериментальный метод исследования эффективности растворителей, учитывающий структуру отложений, наличие и свойства поверхности, на которой они сформировались, а также возможность исследования динамики процесса растворения.

С использованием спектрофотометрических методов выполнены исследования влияния некоторых растворителей на кинетическую устойчивость парафинистых нефтей месторождений Татарстана. В качестве критерия кинетической устойчивости нефти использован фактор устойчивости Ф, который представляет собой отношение установившейся оптической плотности нефти в верхнем и нижнем слоях,  расположенных на фиксированном расстоянии друг от друга в направлении сил осаждения, после предварительного смешения нефти с растворителем и термостатирования при различных температурах в течение 8 часов. Исследования проводились на фотометре КФК-3  в диапазоне длин волн от 310 нм до 990 нм и температур от 30 до 60 0С.

Результаты определения фактора устойчивости для различных типов растворителей представлены в табл. 1. 

Таблица – 1 Результаты определения устойчивости нефти после взаимодействия с растворителем

Исследуемая проба

Температура, С

30

40

50

60

оптическая плотность при

=395нм

Ф

оптическая плотность при =395нм

Ф

оптическая плотность при =395нм

Ф

оптическая плотность при =395нм

Ф

верх

низ

верх

низ

верх

низ

верх

низ

Нефть (контрольная проба)

1,130

1,171

0,964

1,050

1,039

1,010

0,981

1,089

0,9

1,009

0,992

1,017

Нефть+

керосин

0,449

0,609

0,737

0,131

0,659

0,198

0,236

1,091

0,22

0,205

1,049

0,08

Нефть+

МИА-Пром

0,186

1,007

0,185

0,038

1,001

0,038

0,163

1,026

0,158

0,134

0,974

0,137

Нефть+

дистиллят

0,154

1,002

0,153

0,196

0,986

0,198

0,468

0,866

0,54

0,091

1,179

0,195

Как видно из таблицы, фактор устойчивости нефти в зависимости от типа растворителя и температуры изменяется более чем  в 25 раз. Установлено, что применение растворителей оказывает значительное влияние на кинетическую устойчивость нефти, что необходимо учитывать при проведении направленного выбора композиций растворителей для использования в технологических процессах эксплуатации и ремонта скважин. 

Анализ технологий удаления органических отложений с использованием растворителей позволил выявить ряд особенностей их применения:

  1. Удаление  органических отложений  происходит в процессе закачки и реагирования в статических условиях, при этом происходит смешение  растворителя с нефтью, которая находится в затрубном пространстве и НКТ. Объём растворителя  рассчитывается на основе объёма скважины (без учёта объёма органических отложений).
  2. При подаче растворителя в затрубное пространство наиболее полное удаление  органических отложений происходит с поверхности эксплуатационной колонны и  внешней стороны колонны НКТ, так как  по мере движения из затрубного пространства в НКТ, вследствие насыщения, эффективность растворения органических отложений уменьшается. При достижении концентрации на­сыщения растворитель действует как простая техно­логическая жидкость.
  3. Выбор растворителя проводится на основе лабораторных исследований растворимости образцов отложений, отобранных с поверхности нефтепромыслового оборудования нескольких скважин. Результаты исследований используются при проектировании технологических процессов с применением растворителей как в условиях скважины, так и призабойной зоны пласта.

Механический перенос результатов лабораторных исследований по оценке эффективности растворителей на основе образцов проб органических отложений, отобранных из ограниченного числа скважин, в реальные условия эксплуатации нефтедобывающей системы, может привести к значительным отклонениям фактических показателей от прогнозируемых. Кроме того, выбор наиболее  эффективных растворителей является проблематичным в условиях, когда конкурирующие технологии имеют общие зоны применимости и эффективности по многим параметрам.

На основе результатов анализа промысловых данных об эффективности применения растворителей для проведения воздействия на призабойную зону скважин НГДУ «Альметьевнефть» ОАО «Татнефть» за последние 5 лет, показано, что диапазон  изменения таких параметров, как начальный дебит, обводнённость  и величина технологического эффекта по фонду осложнённых добывающих скважин, на котором проводились ОПЗ с использованием растворителей, меняется в широких пределах (табл.2).

Таблица - 2 Диапазон изменения параметров

Композиция

Параметр

Диапазон изменения

МИА-Пром

дебит скважин по нефти до проведения ОПЗ, т/сут

0,1-29,5

обводнённость, %

9,5-80,9

дополнительная добыча, т

9-5551

КРК-А

дебит скважин по нефти до проведения ОПЗ, т/сут

0,1-23,9

обводнённость, %

14,8-58,6

дополнительная добыча, т

29-4056

Значительный разброс дополнительной добычи нефти для анализируемых типов композиций на основе растворителей, а также то, что объём реагента отличался не более чем в 2,5-3 раза, показывает, что технологическая эффективность используемых технологий определяется не только типом растворителя. Оценка влияния характеристик притока и пластовых условий на эффективность технологий с применением растворителей  проводилась на основе дисперсионного анализа, который состоит в выделении и оценке отдельных факторов, вызывающих изменчивость изучаемой величины, в качестве которой использовалась величина дополнительно добытой нефти по каждой отдельной скважине. Для определения значимости влияния того или иного определённого фактора проводилась оценка отношения выборочной дисперсии, соответствующей этому фактору, к дисперсии, обусловленной случайными факторами (дисперсия воспроизводимости). Оценка осуществлялась по критерию Фишера. Анализ проводился по 2 группам скважин, расположенным на Миннибаевской, Альметьевской, Северо-Альметьевской и Березовской площадях Ромашкинского месторождения. В результате было установлено, что начальный дебит и пластовое давление являются значимыми факторами, определяющими технологическую эффективность применения композиций растворителей.

Решения о применении растворителей для воздействия на призабойную зону принимаются в условиях наличия ограниченной информации о растворимости органических отложений, сформировавшихся в призабойной зоне, в данном типе растворителя. Учитывая неопределённость свойств техногенно изменённой пластовой системы, группировка скважин по выявленным характеристикам при проведении опытно-промышленных испытаний, является необходимым этапом проектирования технологий с применением растворителей и выполнения объективного сравнительного анализа их технологической эффективности.

Установлено влияние длительности проведения технологических операций с использованием растворителей на эффективность удаления органических отложений.

На основе статистического анализа результатов исследования скорости растворения промысловых образцов  органических отложений, отобранных с различных глубин скважин Восточно-Сулеевской и Алькеевской площадей Ромашкинского месторождения в дистилляте и нефтедистиллятном растворе,  установлено, что для проб  органических отложений, отобранных с глубины менее 600м,  за 24 часа для 40% проб растворимость составила  70% , еще для 40% - от 80 до 90%. Причем минимальное значение растворимости, отмеченное для оставшихся 20% проб, составляло 50%. Таким образом, за 24 часа происходит растворение от 50 до 90% отложений, отобранных с глубины менее 600м. Для проб  органических отложений, отобранных с глубины более 600 метров, кинетика растворения выглядит несколько иначе: 44% проб имели растворимость 50%, 34% проб - растворимость 60%, и лишь для 22% отложений установлена растворимость от 60 до 90%. Таким образом, для проб органических отложений, глубина формирования которых менее 600 м, минимальная продолжительность обработок составляет не менее 24 часов, для отложений, глубина формирования которых 600м и более, продолжительность обработок должна быть не менее 48 часов. Характерно, что при увеличении времени растворения до 72 часов,  растворимость проб  органических отложений, отобранных с различной глубины, становится практически одинаковой: для  100% проб отложений получена растворимость от 80 до 100%. 

Таким образом, научно обоснована схема проектирования и определена последовательность реализации технологий с использованием растворителей, включая выбор составов растворителей на основе лабораторных исследований растворимости органических отложений как с учетом состава органических отложений, так и с учетом структуры и длительности воздействия  (включая разработку нового экспериментального метода исследования растворимости органических отложений), оценку влияния растворителя на кинетическую устойчивость нефти, выбор объектов воздействия с соответствующими характеристиками притока и пластовых условий (рис. 13).

Рис. 13 - Схема  проектирования и выбора технологии удаления органических отложений с использованием растворителей

Применение механических методов удаления органических отложений основано на использовании таких физических свойств отложений, как низкая механическая прочность и хрупкость. Эти свойства парафиноотложений оказались изученными раньше других и механические способы борьбы, основанные на  их использовании, исторически приобрели наиболее широкое применение на практике. В ОАО «Татнефть» скважины, эксплуатируемые ШГН, составляют 89,9% осложнённого фонда, из них 99,6% скважин оборудованы штанговыми скребками и скребками-центраторами различной конструкции.  Изменение состава и свойств  добываемой продукции, увеличение пластичности отложений и глубины их формирования обусловили необходимость исследования влияния применения механических методов на надёжность работы  нефтепромыслового оборудования.

Более 86% штанговых колонн проанализированного фонда скважин Северо-Альметьевской площади Ромашкинского месторождения оборудованы скребками-центраторами в интервале 0-1200 м и  средняя глубина спуска колонны штанг, оборудованной скребками-центраторами составляет 1080 м.  Показано, что при применении скребков и скребков-центраторов различной конструкции происходит увеличение максимальной и уменьшение минимальной нагрузки на колонну штанг. Результаты исследования скважин методом динамометрирования до и после внедрения скребков-центраторов показали, что в 63% скважин после установки скребков-центраторов произошло уменьшение минимальной (от 4 до 36%) , а в 75% скважин увеличение максимальной нагрузки (от 8 до 30%)  в точке подвеса штанг. На основе промысловых и теоретических исследований выполнена оценка качества очистки подземного оборудования от органических отложений и величины поршневого эффекта от наиболее часто используемых в ОАО «Татнефть» конструкций скребков-центраторов.

Показано, что в качестве параметра, характеризующего качество очистки подземного оборудования от органических отложений определённым типом скребков-центраторов, может быть использован коэффициент качества удаления органических отложений, представляющий собой отношение  количества скважин, подземное оборудование которых, несмотря на использование скребков-центраторов, требовало дополнительной очистки в условиях трубной базы, к количеству скважин, оборудованных скребками-центраторами данного типа. Качество очистки НКТ скребками и скребками-центраторами различного вида от органических отложений оценивалось после подъёма оборудования при проведении подземных ремонтов скважин. Было выявлено, что применение скользящих скребков-центраторов между наплавленными скребками-центраторами обеспечивает наиболее полное удаление органических отложений (коэффициент качества 0,09) и минимальное увеличение поршневого эффекта. Таким образом, на основе теоретических и промысловых исследований, анализа изменения нагрузок в точке подвеса штанг после внедрения скребков-центраторов, показана возможность управления изменением максимальных и минимальных нагрузок в точке подвеса штанг, оборудованных скребками-центраторами и минимизации их негативного влияния на надёжность работы штанговой колонны. 

Применение систем покрытий и материалов, обеспечивающих комплексное  решение проблем коррозии нефтепромыслового оборудования и формирования различного вида отложений, обеспечивает повышение  эффективности работы нефтедобывающих предприятий и снижение затрат на добычу нефти. Изменение условий эксплуатации скважинного оборудования, состава и свойств продукции  скважин, применение значительного количества химреагентов, а также появление новых классов и типов защитных покрытий, предопределило необходимость дальнейшего изучения проблемы повышения эффективности работы нефтепромыслового оборудования с использованием  защитных антикоррозионных покрытий. В результате анализа характеристик лакокрасочных покрытий, используемых для антикоррозионной защиты оборудования нефтегазового комплекса, установлено, что используются различные показатели эксплуатационной стойкости, однако такая характеристика, как стойкость к формированию различного вида отложений  не приводится. В результате проведения замеров толщины органических отложений на поверхности НКТ, имеющих защитное полимерное покрытие ПЭП-585 при проведении подземных ремонтов (77 скважин) и анализа полученных данных, выявлено, что на поверхности НКТ, имеющих полимерное покрытие более 70% скважин, эксплуатируемых  ЭЦН, и 60% скважин, эксплуатируемых ШГН, органические отложения в объёме, осложняющем работу скважины, отсутствуют. Эффективность применения защитных покрытий как в качестве метода предупреждения, так и в качестве метода, обеспечивающего эффективное  удаление, зависит как от интенсивности формирования на поверхности и прочности органических отложений, так и от величины адгезии к поверхности, на которой возникли отложения.  Выполнены экспериментальные исследования по анализу факторов, оказывающих влияние на динамику формирования органических отложений и удаления их различными промывочными составами для ряда покрытий и материалов (рис. 14). Установлено, что интенсивность формирования органических отложений на поверхности полимерных покрытий в 1,5 -12 раз  ниже, чем на поверхности металла, и определяется типом покрытия и температурным режимом. Анализ результатов экспериментальных исследований динамики удаления органических отложений 0,1% растворами МЛ-81б, АФ9-12, АФ9-6 в широком интервале температур (32-70 С) и режимов (статические и динамические условия) с покрытий Scotchkote 134, Scotchkote 6171, Scotchkote 6258+ТК8007, БЭП-610 проведён с использованием многофакторного дисперсионного анализа, представляющего собой совокупность методов одновременного рассмотрения воздействия многих переменных.

а)

б)

       

в)

г)

д)

е)

Рис. 14 – Изменение массы органических отложений на поверхности покрытий при удалении их раствором АФ9-12 :  а) Scotchkote134, динамические условия; б) Scotchkote 6171, динамические условия; в) Scotchkote 6258+ТК8007, динамические условия; г) БЭП-610, динамические условия; д) Scotchkote 134, статические условия;  е) Scotchkote 6171, статические условия.

Определены средние скорости удаления органических отложений. Выявлено, что на скорость удаления оказывают влияние факторы: температура, режим удаления и тип покрытия. Установлено, что в среднем при  переходе со статического на динамический режим воздействия скорость потери массы отложений увеличивается в 5-10 раз в зависимости от температуры и типа покрытия.  Выявлено, что температурный интервал эффективного удаления органических отложений для всех типов покрытий составляет 60-70С.

Таким образом, в результате проведения комплекса теоретических, промысловых и экспериментальных исследований установлен многофакторный механизм удаления органических отложений с поверхности защитных покрытий при взаимоналожении физико-химического и гидродинамического воздействия. Определена кинетика формирования отложений для различных типов полимерных покрытий. Сформулированы основные требования, определяющие технологическую эффективность применения различных типов защитных антикоррозионных покрытий в условиях формирования органических отложений:

  • Обеспечение эффективной защиты от коррозии и минимальная интенсивность формирования отложений. 
  • Максимальная скорость удаления органических отложений в интервале температур, соответствующих теплостойкости покрытия.
  • Отсутствие изменений в характеристиках покрытия  в интервале температур, необходимых для проведения технологических операций по удалению органических отложений.

Доступным и широко используемым в производственной практике методом удаления органических отложений является применение водных растворов ПАВ. Исследована эффективность разрушения органических отложений широко применяемым на промыслах 0,1% раствором МЛ-81б в статических условиях при температурах 30, 40, 50, 60С. Установлено неравнозначное влияние раствора МЛ-81б на увеличение пенетрации проб отложений, отобранных с поверхности скважинного оборудования на различных глубинах. Наибольшее увеличение пенетрации – в 2 раза, отмечено для отложений, сформировавшихся на глубине до 10 м. Выполненные исследования эффективности применения водного раствора АФ9-12 для удаления органических отложений показали, что максимальное среднее значение потери массы образца органических отложений составляет 34 % для 0,1% раствора АФ9-12. Увеличение концентрации реагента в растворе от 0,1 до 8% с шагом 0,1% не привело к увеличению эффективности разрушения отложений. Определение влияния фактора времени на эффективность разрушения проб отложений, выполненное с использованием однофакторного непараметрического анализа на основе критерия Краскела-Уоллеса, показало, что влияние времени на уменьшение массы органических отложений вне зависимости от концентрации композиции АФ9-12 является значимым при минимальном уровне значимости 0,95. Учитывая возможность получения нового продукта с коллоидно-хи­мическими и физическими свойствами, отличными от свойств, характерных для исходных продуктов при смешивании двух НПАВ, имеющими различ­ные молекулярно-массовые распределения, для удаления органических отложений были испытаны  смеси неонолов при соотношении АФ9-6 к АФ9-12 от 1:10 до 10: 1. Кроме стандартных методов исследования для оценки эффективности композиций ПАВ проводились измерения оптической плотности композиционных растворов на серийно выпускаемом отечественной промышленностью спектрофотометре СФ-102 в диапазоне длин волн от 230 до 1100 нм с шагом 10 нм. В измерениях использовались кварцевые кюветы длиной оптического пути 10 мм. Наиболее значительная скорость увеличения оптической плотности  и потеря массы отложений отмечена для композиции АФ9-6 и АФ9-12 при соотношении 5:1. Дополнительно исследовано влияние композиции на  динамику процесса формирования органических отложений. Максимальная интенсивность формирования отложений из образца контрольной пробы составляет  0,1110-3 , что более чем в два раза выше интенсивности формирования отложений из пробы нефти после контакта с композицией  АФ9-6 и АФ9-12. Анализ эффективности удаления органических отложений с использованием водных растворов ПАВ, а также экспериментальные исследования позволили автору обосновать способ применения и состав композиции НПАВ, обеспечивающий эффективное разрушение органических отложений и не оказывающий негативного влияния на  интенсификацию их формирования. 

Таким образом, на основе теоретических, промысловых и экспериментальных исследований научно обоснованы принципы проектирования и применения методов предупреждения и удаления органических отложений, адаптированные к геолого-техническим условиям эксплуатации скважин на поздней стадии разработки и особенностям  формирования отложений в техногенно изменённой нефтедобывающей системе. Комплексно проработаны вопросы потенциального влияния анализируемых технологий на надёжность функционирования нефтедобывающей системы в осложнённых условиях эксплуатации техногенно изменённых залежей нефти.

Шестая глава посвящена оценке технологической эффективности методов предупреждения и удаления органических отложений. Выявлено, что в ряде случаев в нефтепромысловой практике причиной некорректной оценки проблемы формирования органических отложений является отсутствие дифференциации понятий «вид ремонта» - «причина ремонта». Показано, что  в качестве диагностического показателя при определении вида ремонта для скважин, оборудованных ШСНУ, может быть использована динамика величин нагрузок в точке подвеса штанг. Для скважин, оборудованных ШСНУ, эффективность методов предупреждения формирования органических отложений может быть определена по отсутствию изменения величин нагрузок. В качестве количественной оценки технологической эффективности применения методов удаления отложений предложено использование коэффициента эффективности, представляющего собой среднее относительное изменение величин нагрузок в точке подвеса штанг после применения метода. В качестве базы сравнения рекомендовано использование начальных значений  максимальных и минимальных нагрузок, замер которых производился сразу после спуска подземного оборудования в скважину, или  значений максимальных нагрузок, замеренных непосредственно перед  проведением технологической операции по удалению органических отложений.

В настоящее время  созданы и продолжают разрабатываться технологии предупреждения или удаления органических отложений для различных элементов нефтедобывающей системы. Эффективность применения технологии удаления органических отложений для призабойной зоны пласта зависит от большого числа факторов: выбора типа и определения объёма растворителя, термодинамических параметров проведения обработки, продолжительности воздействия, геолого-физических характеристик коллектора. Приведённый перечень факторов не полный и вопрос об их влиянии на  эффективность применения методов предупреждения и удаления органических отложений из различных элементов нефтедобывающей системы весьма сложен. В силу сложности природных объектов, механический перенос результатов определения технологической эффективности в лабораторных условиях на основе исследований ограниченного количества параметров, в реальные условия эксплуатации месторождения  является проблематичным.

Необходимость предварительного определения показателей для условий конкретной площади или даже участка при выборе технологии обычно обусловлена  рядом факторов:

  • схожестью функционального назначения ряда технологических процессов;
  • трудностью регламентирования полного перечня критериев эффек­тивного использования технологий;
  • сложившимися техническими и технологи­ческими предпочтениями в практике работы;
  • недостаточностью геолого-промысловой информации по конкретным скважинам, которая может быть неполной, нере­гулярной, неточной.

При планировании и внедрении новых технологий должно быть обеспечено условие поэтапного снижения риска. Эту задачу предложено решить с использованием корпоративной автоматизированной системы (КАС) «ЭДИСОН+», в которой реализована следующая схема внедрения и анализа эффективности новых технологий: результаты научных исследований и опытно-конструкторских работ опытно-промышленные работы план внедрения новых технологийпромышленное внедрение. На первом этапе выполняется оценка возможности проведения опытно-промышленных работ. Далее, на основании проведения операций в двух-трёх скважинах, делается вывод о целесообразности продолжения внедрения мероприятия или его неэффективности. При получении положительного результата технология  включается в план внедрения новых технологий и  выполняется определение объектов, где получены наиболее благоприятные результаты. На все модули и в целом на КАС получены свидетельства об официальной регистрации программ для ЭВМ. КАС внедрена в 9 нефтегазодобывающих предприятиях ОАО «Татнефть», ООО «Татинтек», ООО УК «Система-сервис».

Для дальнейшего развития системы необходимо уточнение критериев и параметров  эффективности, заложенных в формах для проведения анализа технологий, развитие экономического блока автоматизированной системы.

Основные выводы и рекомендации

  1. Показана актуальность и научно-практическая значимость разработки системного подхода к выбору методов воздействия на призабойную зону пласта и технологий предупреждения и удаления органических отложений из скважинного оборудования, основанного на  анализе взаимосвязей и взаимовлияния реализуемых технологий в условиях эксплуатации техногенно изменённых залежей нефти.
  2. Впервые на основе  проведения лабораторных исследований промысловых проб нефти, отобранных из реагирующих скважин после применения ряда методов увеличения нефтеотдачи пласта, установлена прямая корреляционная связь между объемом добычи и изменением оптической плотности нефти. В качестве экспресс-метода, позволяющего оперативно выполнить оценку влияния применения различных технологий увеличения нефтеотдачи  (МУН)  на свойства добываемой продукции не только в лабораторных, но и в промысловых условиях,  рекомендовано использование фотоколориметрии.
  3. Установлены существенные структурные и компонентные изменения органических отложений. Показано влияние изменения условий добычи нефти, состава и свойств продукции  скважин на  поздней стадии разработки на особенности состава, свойств, кинетику и область формирования органических отложений.
  4. На основе  результатов анализа промысловых данных о влиянии технологий воздействия на призабойную зону пласта на формирование органических отложений в скважинном оборудовании, теоретических  и лабораторных исследований, разработаны основные положения методологии формирования технологических решений при  проведении воздействия на призабойную зону пласта. Выявлены основные факторы, определяющие интенсификацию формирования органических отложений в результате  проведения ОПЗ.
  5. На основе теоретических, промысловых и экспериментальных исследований научно обоснованы принципы проектирования и применения методов предупреждения и удаления органических отложений, адаптированные к геолого-техническим условиям эксплуатации скважин на поздней стадии разработки и особенностям  формирования отложений в техногенно изменённой нефтедобывающей системе.
  • Определены принципы проектирования  технологий удаления органических отложений с использованием растворителей, включая выбор растворителей на основе лабораторных исследований растворимости органических отложений не только на основе состава органических отложений, но и с учетом структуры и длительности воздействия, оценку влияния растворителя на кинетическую устойчивость нефти (с разработкой соответствующих методик), выбор объектов воздействия с определёнными пластовыми условиями и характеристиками притока для проведения экспериментальных промысловых исследований.
  • Установлены основные факторы, определяющие эффективность использования водных растворов НПАВ для удаления органических отложений в широком интервале температур, для различных типов защитных покрытий и материалов. Обоснован способ применения и композиция неионогенных ПАВ, обеспечивающий более эффективное, по сравнению с промышленно применяемыми способами, удаление органических отложений.
  • На основе анализа промысловых данных о технологических режимах работы осложнённых скважин, на которых используются механические методы удаления органических отложений, анализа результатов исследований качества очистки подземного оборудования в промысловых условиях, изучения влияния применения механических методов на надёжность работы подземного оборудования штанговых скважинных насосных установок, предложены зависимости и определены критерии выбора оптимальной конструкции и компоновки подземного оборудования  скребками и скребками-центраторами.
  • На основе анализа эффективности и обоснования направлений развития технологий предупреждения и удаления  органических отложений в условиях эксплуатации техногенно изменённых залежей нефти, разработан стандарт предприятия СТО ТН 038 -2009, систематизирующий и регламентирующий применение методов предупреждения и удаления органических отложений.
  1. Разработаны критерии оценки эффективности методов удаления органических отложений, а также зависимости, обеспечивающие выбор оптимального объекта воздействия для геолого-технических условий объектов разработки Татарстана. Результаты системного подхода к разработке и применению новых технологий реализованы на практике путем широкомасштабного внедрения корпоративной информационной системы «Эдисон +» в промысловую практику. 

Основные положения диссертационной  работы отражены в следующих работах, публикованных автором лично или в соавторстве:

Монография

Теория и практика методов борьбы с органическими отложениями на поздней стадии разработки нефтяных месторождений /Н.Г. Ибрагимов, В.П. Тронов, И.А. Гуськова. - М: Изд-во  «Нефтяное хозяйство», 2010. - 240 с.

Научные статьи, патенты и программы для ЭВМ

  1. Тронов, В.П. Механизм  формирования асфальто-смоло-парафиновых отложений на поздней стадии разработки нефтяного месторождения [текст] / В.П. Тронов, И.А. Гуськова  // Нефтяное хозяйство. - 1999, № 4. - С. 24-25.
  2. Каюмов, М.Ш. Учет особенностей образования асфальтосмолопарафиновых отложений на поздней стадии разработки нефтяных месторождений [текст] / В.П.Тронов, И.А.Гуськова, А.А.Липаев // Нефтяное хозяйство.- 2006, №3.- С. 48 - 49.
  3. Тронов, В.П. О формировании асфальто-смоло-парафиновых отложений (АСПО) в различных технологических элементах нефтедобывающей системы [текст] / В.П. Тронов,  И.А. Гуськова, Д.Р. Гильманова // Нефтяное хозяйство.- 2008, №3. - С. 86 - 87.
  4. Гуськова, И.А. Проблемы проведения обработок призабойной зоны осложненных добывающих скважин [текст] / И. А. Гуськова // Нефтяное хозяйство.- 2009, №12. - С. 96 - 98.
  5. Гуськова, И.А. О некоторых факторах эффективности очистки призабойной зоны нагнетательных скважин методом динамического излива [текст] / И.А. Гуськова, Е.Ф. Захарова // Бурение и нефть.- 2009, №12. -С. 11 - 13.
  6. Гуськова, И.А. Особенности формирования асфальтосмолопарафиновых отложений в различных элементах нефтедобывающей системы на поздней стадии разработки[текст] / И. А. Гуськова // Нефтепромысловое дело.- 2010.- №1. - С. 34 - 36.
  7. Бурханов, Р.Н. О некоторых физических свойствах асфальтосмолопарафиновых отложений [текст] /Р.Н. Бурханов, И.А. Гуськова // Нефтепромысловое дело.- 2010, №2.- С. 53 - 56.
  8. Гуськова, И.А. О проблеме использования скребков и скребков-центраторов на скважинах, осложненных формированием асфальтосмолопарафиновых отложений  [текст] / И.А. Гуськова, Д. Р. Гильманова // Нефтепромысловое дело.- 2010, №6. - С. 53 - 56.
  9. Фадеев, В.Г. Проблемы выбора оптимальных условий применения и оценки эффективности новых технологий эксплуатации скважин [текст] /В.Г.Фадеев, С. Н. Грицишин, И. А. Гуськова, Д.М. Гумерова // Нефтяное хозяйство.- 2010, №10.- С. 146-147.
  10. Гуськова, И.А. О проблемах формирования асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) в трубопроводах и резервуарах, имеющих защитные антикоррозионные покрытия [текст] / И. А. Гуськова,  А.И. Павлова, С. Е. Емельянычева // Нефтепромысловое дело.- 2010, №9.- С. 45-48.
  11. Гуськова, И.А. Оценка факторов эффективности применения композиций растворителей на основе статистического анализа [текст] / И.А. Гуськова // Нефтяное хозяйство.- 2010, №11. - С. 146 - 147.
  12. Гуськова, И.А. Методики оценки и прогнозирование технологической эффективности методов ОПЗ скважин [текст] / И. А. Гуськова, Е. Ф. Захарова // Бурение и нефть. -2010,  №12. - С. 14-17.
  13. Гуськова, И.А. Исследование особенностей применения поверхностно-активных веществ для удаления асфальто-смоло-парафиновых отложений [текст] /И.А.Гуськова, Д.Р. Гильманова // Нефтепромысловое дело. -2011, №2. - С. 44-49.
  14. Гуськова, И.А. Механизм образования и борьба с АСПО на поздних стадиях разработки нефтяных месторождений [текст] / И.А. Гуськова //Сб. «Научные исследования и подготовка специалистов в ВУЗе». - Альметьевск: АлНИ.- 1997. С.15-17.
  15. Гуськова, И.А. Особенности геолого-технических условий формирования асфальто-смоло-парафиновых отложений (АСПО) на поздней стадии разработки [текст] / И.А. Гуськова //  Сб. докладов научно-практической конференции «Техника и технология добычи нефти на современном этапе». Альметьевск: ОАО «Татнефть». 1998.- С. 250-252.
  16. Тронов, В.П. Влияние обводнённости на температурные условия формирования АСПО [текст] / В.П. Тронов, Г.М.Мельников, И.А. Гуськова // Сб. «Научные исследования и подготовка специалистов в вузе». Альметьевск: АлНИ. 1999.- С. 106-108.
  17. Пат. 2172388 РФ, МПК 7 Е21В37/00, Е21В36/00. Способ добычи нефти [текст] /В.П.Тронов, А.И. Ширеев, И.В.Савельева, А.В.Тронов, И.Х. Исмагилов, И.А. Гуськова; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть».- №99117621/03; заявл. 09.08.99; опубл. 20.08.01.
  18. Тронов, В.П. Об условиях формирования АСПО на поздней стадии разработки [текст] / Тронов В.П., Мельников Г.М., Гуськова И.А.// Материалы Международной научно-технической конференции «Проблемы нефтегазового комплекса России». Уфа: Изд-во УГНТУ. 1998.- С. 106-108.
  19. Гуськова, И.А. Влияние обводнённости продукции на интенсивность формирования АСПО в НКТ [текст] / И.А. Гуськова //Сб. «Научные исследования и подготовка специалистов в вузе».- Альметьевск: АлНИ. 1999.- С. 13- 19.
  20. Гуськова, И.А. Применение химических методов борьбы с АСПО [текст] / И.А. Гуськова // Сб. «Научные исследования и подготовка специалистов в вузе». Альметьевск: АГНИ.-1999.- С. 8-12.
  21. Гуськова, И.А. Процесс образования и выбор наиболее эффективных методов борьбы с асфальто-смоло-парафиновыми отложениями на поздней стадии разработки [текст] / И.А. Гуськова, Р.Р. Латфуллин // «Развитие и перспективы нефтяной промышленности Татарстана на пороге 21 века» : Материалы научно-практической конференции, посвящённой 50-летию ОАО «Татнефть». Альметьевск: 2000.- С. 91-100.
  22. Свидетельство об официальной регистрации программы для ЭВМ №2006612284. Автоматизированная информационная система поддержки управления инновационной производственной  деятельностью предприятия «Новая техника» [текст] / Р.Г.Заббаров, С.Н.Грицишин, И.А.Гуськова и др.; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть».- №2006613522; заявл. 23.06.06; зарег. 11.10.06.
  23. Свидетельство об официальной регистрации программы для ЭВМ № 2007611393. Комплексная автоматизированная система поддержки управления инновационной деятельностью  предприятия «Эдисон+»[текст]/ В.Г.Фадеев, П.В.Карпунин, Р.Г. Заббаров,  И.А. Гуськова и др.; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть» № 2007616455; заявл. 12.02.07; зарег.30.03.07.
  24. Гуськова, И.А. Влияние степени дисперсности водонефтяного потока на процесс формирования АСПО [текст] / И.А. Гуськова, Е.Ф.Захарова. Е. В. Леванова // «Большая нефть 21 века»: Материалы Всероссийской научно-практической конференции.  Альметьевск: АГНИ.- 2006. - С. 60 - 62.
  25. Гуськова, И.А.  Анализ факторов эффективности очистки призабойной зоны нагнетательных скважин методом динамического излива [текст] / И. А. Гуськова // «Повышение нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки нефтяных месторождений и комплексное освоение высоковязких нефтей и природных битумов»: Материалы международной научно-практической конференции. Казань: «ФЭН». - 2007. - С. 195-197.
  26. Гуськова, И.А. Анализ эффективности применения покрытия ПЭП-585 для системы промысловых трубопроводов ОАО «Татнефть» [текст] / И. А. Гуськова, М.Н. Никитин, Д.Р. Гильманова // «Трубопроводный транспорт»: Материалы IV Международной учебно-научно-практической конференции. Уфа: УГНТУ.- 2008. -С. 270 -273.
  27. Гуськова, И.А. Методы обработки призабойной зоны пласта в НГДУ «Альметьевнефть» [текст] /И.А.Гуськова, Р.Р.Чекмаева //«Промышленная экология и безопасность»: Материалы III научной конференции.- Казань: «ФЭН».-2008. - С. 55-57.
  28. Гуськова, И.А. Эффективность методов обработки призабойной зоны пласта [текст] / И.А. Гуськова, Е.Ф. Захарова, Р.Р. Чекмаева // Учёные записки Альметьевского государственного нефтяного института. Том VI. Альметьевск: Альметьевский государственный нефтяной институт. - 2008.- С. 63 - 67.
  29. Гуськова, И.А. Анализ проблемы формирования АСПО с точки зрения существования единой термодинамической системы [текст] / И.А. Гуськова.// Материалы научной сессии учёных АГНИ по итогам 2008 года. Альметьевск: Альметьевский государственный нефтяной институт. -2009. - С.36-37.
  30. Гуськова, И.А. О применении химических методов борьбы с АСПО[текст]  / И.А. Гуськова И.А., Д.Р. Гильманова//  Материалы научной сессии учёных АГНИ по итогам 2008 года. Альметьевск: Альметьевский государственный нефтяной институт.- 2009.- С. 26-28.
  31. Гуськова, И.А. О проблемах формирования асфальто-смоло-парафиновых отложений (АСПО) в резервуарах системы нефтесбора [текст] / И.А. Гуськова, С.Е. Емельянычева // Материалы научной сессии учёных АГНИ по итогам 2008 года. Альметьевск: Альметьевский государственный нефтяной институт. -2009. - С. 30-32.
  32. Гуськова, И.А. Системный подход к оценке технологической эффективности ОПЗ на осложненном фонде добывающих скважин [текст] /И.А. Гуськова //  «Инновационные технологии в геологии и разработке углеводородов. Перспективы создания подземных хранилищ газа в РТ»:Материалы Международных научно-практической и научно-технической конференций. Казань: НПО «Репер».- 2009. -C. 97-100.
  33. Гуськова, И.А. О некоторых аспектах условий формирования АСПО [текст] / И.А.Гуськова, Д.Р.Гильманова // Материалы научной сессии учёных АГНИ по итогам 2008 года. Альметьевск: АГНИ.- 2009. - С.29 - 30.
  34. Гуськова, И.А. Влияние системы заводнения на условия формирования АСПО [текст] / И.А.Гуськова, Д.Р.Гильманова // Ученые записки. Том VII. Альметьевск: АГНИ.- 2009. -С. 57-64.
  35. Гуськова, И.А. О некоторых аспектах применения защитных покрытий в технологических элементах нефтедобывающей системы [текст] / И.А. Гуськова, А.И. Павлова, С.Е. Емельянычева // «Инновационные технологии в геологии и разработке углеводородов». Материалы Международной научно-практической и научно-технической конференции. Казань: НПО «Репер». 2009. - C. 100-102.
  36. Гуськова, И.А. Оценка влияния технологических операций на возможность формирования АСПО в призабойной зоне добывающих скважин [текст] / И.А.Гуськова,  С.Е.Емельянычева //  Материалы научной сессии учёных АГНИ по итогам 2008 года. Альметьевск: Альметьевский государственный нефтяной институт. 2009. С. 33-36.
  37. Гуськова, И.А. Результаты статистического анализа проб парафиноотложений НГДУ «Джалильнефть» [текст] / И.А. Гуськова , Р.Р. Чекмаева // Материалы научной сессии учёных АГНИ по итогам 2008 года. Альметьевск: Альметьевский государственный нефтяной институт. 2009. - С.38-41.
  38. Гуськова, И.А. О возможности использования промывочных технологических жидкостей на водной основе для удаления АСПО  [текст] / И.А. Гуськова, Р.Р. Чекмаева, Д.Р. Гильманова // «Инновационные технологии в геологии и разработке углеводородов»: Материалы Международных научно-практической и научно-технической конференций. - Казань: НПО "Репер". 2009. -C. 102 - 107.
  39. Гуськова,  И.А. Лабораторные исследования по определению степени парафинизации на поверхностях различной природы [текст] / И.А. Гуськова, А..И.Павлова А.И.//  Материалы научной сессии ученых по итогам 2009 года. Альметьевск: АГНИ. 2010. - С. 43 - 46.
  40. Гуськова, И.А. О некоторых закономерностях формирования АСПО на поверхностях различной природы [текст] / И.А.Гуськова, А.И. Павлова, С.Е. Емельянычева // «Международные и отечественные технологии освоения природных минеральных ресурсов и глобальной энергии»: VIII Международная научно-практическая конференция ///Астрахань: Научно-технический журнал «Геология, география и глобальная энергия.- 2009, №4(35) С. 199-202.
  41. Гуськова, И.А. О некоторых проблемах парафинизации промысловых трубопроводов [текст] / И.А. Гуськова, А.И. Павлова, С.Е. Емельянычева // «Трубопроводный транспорт-2009»:Материалы V Международной учебно-научно-практической конференции. Уфа: УГНТУ.-  2009. – С. 302-304.
  42. Гуськова, И.А. Применение защитных покрытий для снижения интенсификации парафинизации выкидных линий и трубопроводов промыслового нефтесбора  [текст] / И.А. Гуськова, А.И. Павлова, С.Е. Емельянычева // «Трубопроводный транспорт - 2009»: Материалы V Международной учебно-научно-практической конференции. Уфа: УГНТУ.- 2009. – С. 304-306.
  43. Гуськова, И.А. О применении технологии промывки нефтедобывающих скважин, осложненных формированием АСПО моющими средствами  [текст] / И.А.Гуськова // Материалы научной сессии ученых по итогам 2009 года. Альметьевск: АГНИ. 2010. - С.40 - 42.
  44. Гуськова, И.А. Влияние техногенных факторов на температуру насыщения нефти парафином [текст] /И.А. Гуськова // Ученые записки. том 8. Альметьевск: АГНИ.- 2010. - С. 62 -65.
  45. Гуськова, И.А. Исследование эффективности разрушения органических отложений водорастворимыми композициями ПАВ[текст] / И.А. Гуськова, Д.Р. Гильманова // Ашировские чтения. Труды Международной научно-практической конференции. Т.1. Самара: 2010.-С. 148-152
  46. Гуськова, И.А. О необходимости системного подхода к решению проблемы

формирования органических отложений[текст] /И.А. Гуськова // Ашировские чтения. Труды Международной научно-практической конференции. Т.1. Самара: СГТУ. -2010. -С. 167-171.

  1. Гуськова,  И.А. Влияние применения методов увеличения нефтеотдачи на свойства добываемой продукции [текст] /И.А. Гуськова // «Актуальные вопросы разработки нефтегазовых месторождений на поздних стадиях. Технологии. Оборудование. Безопасность. Экология»: Сб. материалов научно-практической конференции. УФА: УГНТУ.- 2010.- С. 175-177.
  2. Гуськова, И.А. Влияние некоторых факторов на область формирования АСПО  [текст] / И.А. Гуськова, Д.Р. Гильманова // Ученые записки, том 8. Альметьевск: АГНИ.- 2010. С. 50-53.
  3. Гуськова, И.А. О применении защитных покрытий при добыче парафинистых нефтей [текст] /И.А. Гуськова, А.И. Павлова А.И., С.Е Емельянычева // Ученые записки, том 8.Альметьевск: АГНИ.- 2010. – С. 47-50.
  4. Гуськова, И.А. Исследование влияния температуры на формирование органических отложений[текст] / И.А. Гуськова, Е.Ф.Захарова // «Современное состояние проблем подготовки продукции скважин»: материалы научно-технического семинара. Бугульма: ТатНИПИнефть. -2010. -С. 82-84.
  5. Гуськова, И.А. Влияние технологических операций на снижение проницаемости призабойной зоны скважин, осложненных формированием АСПО [текст] / И.А. Гуськова, Е.Ф. Захарова // Материалы научной сессии ученых по итогам 2009 года. Альметьевск: АГНИ.- 2010. - С. 20-23.
 





© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.