Методы предотвращения и борьбы с асфальтосмолопарафиновыми отложениями
Добыча нефти на месторождениях, осложняется особенностями термодинамических и физико-химических свойств пластовых флюидов, а так же конструктивными особенностями скважин.
Образование стойких эмульсий снижает межремонтный период работы (МРП) скважин из-за обрывов штанг в установках ШГН, пробоев электрической части УЭЦН вследствие перегрузок погружных электродвигателей (ПЭД).
При добыче нефти с содержанием парафина в глубинно-насосных скважинах возникают осложнения из-за выпадения парафина на стенках насосно-компрессорных труб, штангах и в узлах глубинного насоса. Отложение парафина на стенках насосно-компрессорных труб приводит к сокращению их поперечного сечения, одновременно с отложением парафина на стенках насосно-компрессорных труб парафин откладывается и на стенках штанг, в результате чего возрастает сопротивление перемещению колонны штанг и движению жидкости. Кроме того, с увеличением парафиновых отложений увеличивается нагрузка на головку балансира станка - качалки, нарушается его уравновешенность, снижается коэффициент подачи насоса. Парафин, попадая под клапаны, нарушает их герметичность, что может привести к прекращению подачи жидкости и остановке скважины.
ВВЕДЕНИЕ
1 ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ
1.1Общие сведения о месторождении
1.2 Геолого-физическая характеристика Четырманского месторождения
1.3 Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов
1.4 Свойства и состав нефти, газа и воды
1.5 Запасы нефти и газа, КИН
1.6 Осложняющие факторы геологического строения разреза на Четырманском месторождении
Выводы по геологическому разделу
2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ
2.1 Текущее состояние разработки Четырманского месторождения
2.2 Анализ текущего состояния разработки нефтяного месторождения
2.3 Факторы, влияющие на образование АСПО
2.4. Методы борьбы с АСПО в скважинах при добыче нефти
2.5. Мероприятия по предупреждению и борьбе c осложнениями при эксплуатации скважинами
2.6. Теоретическое обоснование применения комплексных композиций для ингибирования АСПО
2.7. Технические особенности подачи ингибитора АСПО в скважину
2.8. Обоснование ингибиторов парафиноотложения с целью предотвращения образования АСПО в условиях Четырманского месторождения
2.9 Подбор растворителей АСПО и установление их рейтинга для условий Четырманского месторождения
2.10 Прогноз технологической эффективности
Выводы по технологическому разделу
3. ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ
3.1. Краткое изложение эффективности проектируемого технологического решения
3.2. Исходные данные для расчета экономических показателей проекта
3.3. Расчет экономических показателей проекта
Выводы по экономическому разделу
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
1. Борхович С.Ю. Методические указания к выполнению выпускной квалификационной работы для студентов очной и заочной форм обучения специальности 090600 – Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений. Ижевск: Изд-во «Удмуртский университет», 2020
2. Дополнение к проекту разработки Четырманского месторождения, 2020г.
3. Отчет – «Анализ эксплуатации механизированного фонда скважин, 2015г.
4. Кудинов В.И. Основы нефтепромыслового дела. – Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований; НИЦ "Регулярная и хаотическая динамика"; Удмуртский госуниверситет, 2008, 720 с.
5. Справочник по добыче нефти /В.В. Андреев, К.Р. Уразаков, В.У. Далимов и др.; Под ред. Уракова К.Р.- М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000, 374 с.
6. Гиматудинов Ш. К. Справочная книга по добыче нефти под редакцией.
7. В.Г.Уметбаев “Геолого-технические мероприятия при эксплуатации скважин” Москва Недра 1989.
8. Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. - М.: Недра, 1985, 308 с.
9. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. ПБ 08-624-03.
10. Экономика предприятий нефтяной и газовой промышленности: Учебник. Дунаев В.Ф., Шпаков В.А., Епифанова Н.П., Лындин В.Н. Под редакцией Дунаева В.Ф. -М.: ФГУП Из-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2006, 352 с.
Промышленно-нефтеносными горизонтами Четырманского месторож-дения являются карбонатные отложения среднего карбона, терригенные отложения нижнего карбона, карбонатные отложения турнейского яруса, карбонатные отложения фаменского яруса и терригенные отложения девона.
Продуктивные отложения месторождения изучались по материалам ГИС, исследования керна, грунтов и по материалам опробования и эксплуатации скважин.
Характеристика коллекторских свойств и нефтенасыщенности продуктивных пластов Четырманского месторождения приводится в таблице 1.4.
Пористость коллекторов изучалась по керну и по промыслово-геофизическим материалам.
Для карбонатных пород существуют значительные трудности для определения критического значения пористости, при которой порода способна отдавать нефть в промышленных значениях. Объясняется это сложностью строения и размерами пор и каналов, соединяющих их. Поэтому для обоснования критического значения пористости отложений среднего карбона авторами [1], в основном, использованы материалы по результатам опробования скважин с ухудшенной коллекторской характеристикой. Исходя из анализа этих данных, можно сделать вывод о том, что породы становятся проницаемыми (проницаемость выше 0,001 дарси) при пористости 6 %.