Оптимизация эксплуатации скважин в условиях повышенного солеобразования (на примере пласта триас месторождений Западной Сибири) тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 00.00.00, кандидат наук Макеев Андрей Александрович

• Макеев Андрей Александрович
• кандидат наук
• 2022

Оглавление диссертации кандидат наук Макеев Андрей Александрович

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА ^ОСОБЕННОСТИ РАЗРАБОТКИ И ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН ДОЮРСКОКО КОМЛЕКСА (ТРИАС)

1.1 Геологические особенности пластов доюрского комплекса (триас) месторождений Красноленинского свода

1.2 Свойства и состав пластовых флюидов доюрского комплекса (триас)

1.3 Осложнения при эксплуатации скважин объекта разработки (триас) электроцентробежными насосами для добычи нефти

1.4 Причины образования солевых отложений и методы прогнозирования

1.5 Методы защиты электропогружного оборудования от солевых

отложений при эксплуатации скважин

Выводы по главе

ГЛАВА 2.ПРОМЫСЛОВЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ, ПРОЦЕССА ОТЛОЖЕНИЯ СОЛЕЙ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ЭЛЕКТРОЦЕНТРОБЕЖНЫХ НАСОСОВ В СКВАЖИНАХ ДОЮРСКОГО КОМПЛЕКСА (ТРИАС)

2.1 Анализ минералогического и элементного состава отложений с погружных насосов в скважинах с доюрского комплекса (триас)

2.2 Определение стабильности систем «вода-нефть-газ» при термобарических условиях в процессе эксплуатации скважин с УЭЦН

2.3 Причины образования солевых отложений при эксплуатации скважин доюрского комплекса (триас)

2.4 Тестирование эффективности ингибирования солеотложения,

определение эффективной дозировки ингибитора

Вывводы по главе

ГЛАВА 3. ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАБОТЫ НА СОЛЕОБРАЗУЮЩЕМ ФОНДЕ СКВАЖИН ДОЮРСКОГО КОМПЛЕКСА

(ТРИАС) МЕСТОРОЖДЕНИЙ КРАСНОЛЕНИНСКОГО СВОДА

3.1 Адаптация метода прогнозирования карбонатных солевых отложений для скважин доюрского комплекса (триас) месторождений Красноленинского свода

3.2 Промысловые исследования повышения температуры в

электроцентробежном насосе при эксплуатации

Выводы по главе

ГЛАВА 4.ПРИМЕНЕНИЕ ПОЛУЧЕННЫХ РЕЗУЛЬТАТОВ В СКВАЖИНАХ ДОЮРСКОГО КОМПЛЕКСА (ТРИАС) МЕСТОРОЖДЕНИЙ КРАСНОЛЕНИНСКОГО СВОДА

4.1 Повышение эффективности защиты от солевых отложений при эксплуатации скважин доюрского комплекса (триас) месторождений Красноленинского свода

4.2 Эффективность эксплуатации установок ЭЦН в скважинах доюрского комплекса (триас) месторождений Красноленинского свода

4.3 Применение винтовых насосов в высокотемпературных скважинах

доюрского комплекса (триас)

Выводы по главе

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ПРИЛОЖЕНИЕ

ПРИЛОЖЕНИЕ

ПРИЛОЖЕНИЕ

ПРИЛОЖЕНИЕ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Оптимизация эксплуатации скважин в условиях повышенного солеобразования (на примере пласта триас месторождений Западной Сибири)»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность работы. В условиях непрерывно снижающейся добычи нефти и ухудшения структуры разрабатываемых активов, характерных для Западной Сибири. За последние десятилетия объем добычи нефти в Ханты-Мансийском автономном округе снизился на 43 млн. т., при этом потенциал для освоения составляет 47 млрд. т. [46]. Большая часть месторождений эксплуатируется на поздних стадиях разработки, и для поддержания их нефтяного потенциала следует совершенствовать технологии разработки месторождений с горизонтами триасового периода. Актуальность данной проблемы подтверждается и тем, что рассматривается вопрос создания всероссийского центра по изучению доюрского комплекса.

Доюрский комплекс расположен на больших глубинах и мало изучен. Научный интерес к изучению триасового комплекса Западной Сибири связан с тем, что доказана его промышленная продуктивность на таких объектах, как: Рогожниковское, Хохряковское, Высотное, Потанайское, Средненазымское месторождение, Даниловская группа месторождений [5,43].

Стартовой площадкой для определения потенциала доюрских пластов стал Рогожниковский лицензионный участок, ранее промышленная разработка пластов доюрского комплекса (триас) не производилась.

Эксплуатация скважин триасового комплекса сопровождается значительным количеством отказов установок электроцентробежных насосов по причине множества солевых отложений.

Рост количества отказов установок ЭЦН в скважинах пласта триас (далее пласта Т) приводит к увеличению текущих ремонтов скважин и снижению наработки УЭЦН в сутках.

Эксплуатация электропогружного оборудования в скважинах доюр-ского комплекса на примере пласта триас осложнена высокой температурой

пласта (116 °С); степень минерализации добываемой пластовой жидкости относится к соленому типу воды; количество газа, содержащееся в нефти, достигает более 100 м3/м3. Сочетание всех приведенных факторов осложняет эксплуатацию установок электроцентробежного насоса и приводит к снижению его ресурса.

Анализ геологической модели показал закономерности, связанные с типом коллектора. Скважины с трещинным типом коллектора характеризуются быстрым падением добычи, интенсивным снижением режимных параметров. В скважинах со смешанным типом коллекторов (порово-трещинный, поровый и трещинный) определен относительно стабильный уровень добычи.

В процессе эксплуатации электропогружного оборудования выявлены образования карбоната кальция в центробежном насосе, на эксплуатационной колонне, в призабойной зоне пласта.

Изучение причин проявления осложнений при эксплуатации скважин пласта Т с помощью установок ЭЦН на сегодняшний день является одной из актуальных задач. В данной работе решение указанных проблем рассматривается с позиций разработки технологических решений, подбора методики прогнозирования солевых отложений, что позволит обеспечить повышение эффективности эксплуатации оборудования. Работа предусматривает решение проблем и постановку исследовательской задачи на этапах эксплуатации скважин.

Степень разработанности темы исследования. Теоретической основой работы являются результаты научных исследований и экспериментальных разработок отечественных и зарубежных специалистов в области эксплуатации скважин, отраженные в различных периодических изданиях, монографиях, материалах конференций, статьях в научных сборниках.

Проблема борьбы с отложениями неорганических солей в процессе эксплуатации скважин в настоящее время привлекает внимание многих ученых и специалистов нефтяной отрасли. В числе авторов, с разных ис-следовательских позиций, изучающих данную проблему, можно выделить Д.М. Агаларова, Ю.В.Антипина, В.И.Балакина, Ю.П. Гатенберга, С.Дайера, Ю. В. Зейгмана Н.Г.

5

Ибрагимова, В. Е. Кашавцева, А. В. Лекомцев, Н. С. Маринина,И. Т. Мищенко, Дж .Е. Оддо, М. Н. Персиянцева, В. П. Тронова, А. Р. Хафизова, В. В. Шайда-кова и других. Несмотря на достаточную изученность проблемы солеобразова-ния при добыче нефти, исследование вариантов ее решения применительно к геолого-физическим условиям объектов разработки доюрского возраста месторождений Западной Сибири не теряет своей актуальности.

Цель работы заключается в научном обосновании и совершенствовании методик прогнозирования солевых отложений с учетом существующих осложняющих факторов (высокая пластовая температура, минерализация добываемой жидкости, высокое газосодержание пластовой нефти), а также в разработке оптимальных технологических решений, позволяющих повысить эффективность эксплуатации добывающих скважин доюрского комплекса (пласт триас).

Основные задачи исследования:

Исследовать процесс образования солевых отложений и их тип при эксплуатации скважин в индивидуальных геолого-физических условиях доюрского комплекса.

2. Исследовать процесс повышения температуры установки ЭЦН при эксплуатации в скважинах доюрского комплекса (пласт триас), определить эффективную методику расчета увеличения температуры установки ЭЦН при эксплуатации рассматриваемых объектов.

3. Разработать методику прогнозирования карбонатных солевых отложений с учетом температурной характеристики установки ЭЦН при эксплуатации доюрского комплекса (пласт триас).

4. Разработать критерии целесообразности внедрения дополнительного оборудования в состав установок ЭЦН для скважин, эксплуатирующих отложения пласта триас.

5. Практически апробировать полученные результаты на фонде скважин доюрского комплекса (пласт триас).

Объектом исследования являются добывающие скважины, эксплуатирующие продуктивные отложения доюрского комплекса (пласт триас) место-

6

рождений Красноленинского свода Западной Сибири с использованием установок электроцентробежных насосов в условиях повышенного солеобразования

Предметом исследования являются процесс солеобразования и оценка его влияния в комплексе с другими осложняющими факторами (пластовая температура, минерализация добываемой жидкости, газосодержание пластовой нефти) на технологический процесс эксплуатации скважин доюрского комплекса с установками ЭЦН.

Методология и методы исследования. При выполнении диссертационной работы использовались методы теоретического обобщения и экспертного анализа специального научного материала и промысловых данных, осуществлялась постановка и проведение экспериментальных исследований. Методы решения поставленных задач включали в себя аналитические и экспериментальные исследования, разработку методик и проведение опытно-промысловых испытаний, оценку технологической эффективности работы.

Научная новизна результатов работы:

1. • Впервые предложена и апробирована методика определения солевых отложений в установке электроцентробежного насоса, получены значения коэффициента прогнозирования образования солей (кшС) карбоната кальция с учетом температурной характеристики насосной установки..

2. • Обоснованы категории солеопасности при эксплуатации скважин доюрского комплекса (пласт триас), определяющие целесообразность внедрения дополнительного оборудования в компоновку установки ЭЦН.

Основные положения, выносимые на защиту:

1. Методика подбора дополнительного оборудования в компоновку глубинно-насосного оборудования, применение которой позволит повысить эффективность эксплуатации скважин доюрского комплекса (пласт триас) Рогож-никовского месторождения.

2. Комплексный подход к эксплуатации фонда скважин с установками ЭЦН, осложненного интенсивным солеобразованием, для повышения эффек-

тивности добычи нефти на Рогожниковском месторождении доюрского комплекса (пласт триас).

Теоретическая и практическая значимость работы:

• Разработаны научно обоснованные технологические решения, позволяющие определять уровень солеопасности скважин (низкий, средний, высокий, сверхвысокий) доюрского комплекса (пласт триас) при их эксплуатации установками электроцентробежных насосов.

• Выделены скважины Рогожниковского месторождения, эксплуатирующие пласт триас, характеризующиеся высоким риском выпадения карбоната кальция, по данным расчета и анализа предложенного в работе коэффициента прогноза образования солей.

• Для скважин доюрского комплекса (пласт триас) Рогожниковского месторождения обоснованы эффективные дозировки ингибитора солеообразо-вания, что позволит повысить эффективность их эксплуатации.

Личный вклад автора состоит в постановке цели и задач работы, проведении теоретических исследований; принятии непосредственного участия в экспериментальных и опытно-промышленных работах по определению повышения температуры электроцентробежного насоса при его работе в режиме «кратковременных срывов подачи»; выполнении анализа полученных результатов экспериментальных исследований и обобщении результатов опытно -промышленных работ; разработки методики прогнозирования солевых отложений карбоната кальция для скважин пласта триас с учетом повышения температуры установки ЭЦН.

Степень достоверности и апробация результатов. Достоверность научных положений и результатов диссертационной работы подтверждается увеличением показателя наработки УЭЦН, которое характеризует эффективность проделанной работы для скважин доюрского комплекса пласта Т на примере месторождений Красноленинского свода. Автором получено свидетельство премии им. Виктора Сергеевича Дешуры I степени за научную, рационализаторскую и изобретательскую деятельность, разработку и внедрение мероприя-

8

тий по повышению эффективности производства, имеющих подтвержденный наибольший экономический эффект за 2015 год по итогам XXXV научно-технической конференции молодых ученых и специалистов ОАО «Сургутнефтегаз». Основные положения работы и результаты исследований представлялись и докладывались на конференциях различного уровня в числе которых: XXXIV научно-техническая конференция молодых учёных и специалистов (НГДУ «Быстринскнефть»), г. Сургут, февраль 2014 г.; XXXIV научно-техническая конференция молодых учёных и специалистов (ОАО «Сургутнефтегаз»), г. Сургут, апрель 2014 г.; XXXV научно- техническая конференция молодых учёных и специалистов (НГДУ «Быстринскнефть»), г. Сургут, февраль 2015 г.; XXXV научно-техническая конференция молодых учёных и специалистов (ОАО «Сур-гутнефтегаз»), г. Сургут, апрель 2015 г.; XV Юбилейная конференция молодых специалистов, работающих в организациях, осуществляющих деятельность, связанную с использованием участков недр на территории Ханты-Мансийского автономного округа - Югры, г. Ханты-Мансийск, 1922 мая 2015 г.; Эксплуатация осложненного фонда, г. Сургут, ноябрь 2016 г.; Всероссийский конкурс «Новая идея» на лучшую научно-техническую разработку среди молодежи организаций и предприятий топливно-энергетического комплекса, г. Москва, декабрь 2018 г.; V международная научно-практическая конференция «Актуальные проблемы научного знания. Новые технологии ТЭК», г. Сургут, май 2021 г.

Публикации. Основные положения и результаты диссертации отражены в 8 научных трудах, в том числе 6 публикаций опубликованы в журналах, входящих в Перечень рецензируемых научных изданий, в которых должны быть опубликованы основные научные результаты диссертаций на соискание ученой степени, их них 5 работ - в периодических изданиях, индексируемых в международных базах цитирования Scopus и/или Chemical Abstracts (pt).

Соответствие диссертации паспорту научной специальности. Тема и содержание диссертационной работы соответствует паспорту специальности

2.8.4. - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений, а именно п. 2 «Геолого-физические и физико-химические процессы, протекающие в пластовых резервуарах и окружающей геологической среде при извлечении из недр нефти и газа известными и создаваемыми вновь технологиями и техническими средствами для создания научных основ эффективных систем разработки месторождений углеводородов и функционирования подземных хранилищ газа» и п. 4 «Технологии и технические средства добычи и подготовки скважин-ной продукции, диагностика оборудования и промысловых сооружений, обеспечивающих добычу, сбор и промысловую подготовку нефти и газа к транспорту, на базе разработки научных основ ресурсосбережения и комплексного использования пластовой энергии и компонентов осваиваемых минеральных ресурсов».

Структура и объем работы. Диссертация изложена на 131 странице машинописного текста. Работа состоит из введения, четырех глав, выводов, списка сокращений и списка литературы, содержит 30 таблицы, 37 рисунков и 4 приложения. Библиографический список включает 106 наименований.

ГЛАВА 1. ОСОБЕННОСТИ РАЗРАБОТКИ И ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН ДОЮРСКОГО КОМПЛЕКСА (ТРИАС)

1.1 Геологические особенности пластов доюрского комплекса (триас) месторождений Красноленинского свода

Триасовый в переводе с греческого «троица», период образования триасовой системы 199-251 млн. лет назад, названа по трём, резко отличающимся друг от друга, слоям осадочных пород. До образования триасового комплекса материки были объедены в один и существовали в виде единого гигантского суперматерика - «Пангея». В триасовый период положено начало раскола Пангеи, наступает активная вулканическая деятельность древних вулканов и появление новых участков суши с изменением рельефа земли. Одним из примеров формирования доюрских отложений в Западной Сибири является Красноленинский свод, который образовался в результате деятельности вулканов.

Месторождения Северо-Красноленинского малого свода - это стартовая площадка, которая определила потенциал нефтеносности пласта доюрского комплекса триас. (Рисунок 1.1) [46].

Рогожниковское месторождение по количеству извлекаемых запасов относится к крупным, по геологическому строению отнесено к сложным.

Нефтеносность на месторождениях установлена в нижнемеловых отложениях (пласт ВК1), в верхнеюрских пластах, относящихся к баженовским (пласт ЮКо) и абалакским (пласт ЮК1) продуктивным отложениям, в среднеюрских отложениях, относящихся к продуктивным отложениям тюменской свиты (пласт ЮК2-5), в доюрском комплексе триасовых (пласт Т) и палеозойских (пласт Р7) образованиях.

1) месторождение УВ и его условный номер (I- Северо -Рогожниковское, II- Рогожниковское, III- Восточно-Рогожниковское, IV-Западно-Рогожниковское, V-Южно-Рогожниковское); 2) контур лицензионного участка (ЛУ); 3) региональный сейсмический профиль (профиль геоплотностного моделирования); 4)исследуемые скважины и их номера; 5) «реперная» скважина при геоплотностном моделировании; 6) речная сеть. Рисунок 1.1 Схематическое расположение месторождений в северной части Красноленинского свода [46]

На месторождениях в северной части Красноленинского свода пробурены скважины со вскрытием объекта разработки триас. Получена промышленная

добыча нефти из кислых эффузивов вулкогенных доюрских пород, терриген-ных образований доюрского комплекса [46].

Скважины Рогожниковского месторождения в большей степени представлены пластами Вк (викуловская свита) и Т. Основной объем добычи нефти обеспечен из объекта эксплуатации Т, более 70%.

Триас — это геологический период, с которым связано вымирание живых организмов в раннетриасовой эпохе, что значительно повлияло на процессы образования углеводородов в породе. В ходе интенсивного горообразования и вулканизма, приуроченного к разлому земной коры, произошло накопление доюрских пород в основном в гребнях и прогибах [56].

Отличительная черта развития доюрского периода на территориях Западной Сибири заключается в том, что произошло окончание геосинклинального цикла тектогенеза, где выразилось рифтообразование, в северной части геоси-неклизы начался процесс формирования платформенного чехла [10].

Доюрский комплекс Западной Сибири формировался в два этапа: первый - вулкагенно осадочный, второй - терригенный. Доюрские образования, в большей части находятся на больших глубинах, и мало изучены. Общенаучный интерес к изучению доюрского комплекса Западной Сибири связан с тем, что доказана его промышленная продуктивность на таких месторождениях как Рогожниковское, Хохряковское, Даниловская группа месторождений, По-танайское месторождение, Средненазымское месторождение, Высотное месторождение [8,56].

Одним из этапов изучения отложений триаса на севере Западной Сибири связано с бурением и испытанием сверхглубоких скважин (Тюменская скважина, Ен-Яхинская скважина, Ярудейская параметрическая 38). (Рисунок 1.2)

В период проведения освоения доюрского комплекса, нефтепроявления определены в Ярудейском прогибе, газопроявления определены в Коротчаев-ском и Ен-Яхимском прогибах [56].

Грабенообразные впадины триаса состоят из структуры эффузивов кислых компонентов (лавокластитов, кластолав, туфов, переслаиванием лав). Так-

13

же структура представлена терригенными прослоями пород с тонкими прослоями вулканитов основного и среднего составов, первичной пористостью (туфы, обломки-бомбы со следами разгазирования). Развита система трещин с вторичным преобразованием пород (выщелачиванием, пелитизацией и т.д.). Большинство продуктивных скважин располагается в пределах гребней структур [82].

1-антиклинории; 2- синклинории; 3-антиклинолии инверсионные; 4-прогибы и впадины; 5- антиклинории унаследованные; 6-прогибы и впадины; 7-складчатые комплексы; 8-прогибы и впадины; 9-складчатый чехол (венд-нижний палеозой); 10-прогибы и впадины (средний и верхний палеозой); 11-древние массивы; 12- рифты раннего триаса; 13-глубинные разломы; 14- граница Западно-Сибирской плиты; 15-государственная граница Российской федерации; 16- скважина. Рисунок 1.2 Тектоническая карта фундамента Западно-Сибирской плиты

(по Жеро О.Г. и др., 2004; редактор Сурков В.С.)

14

В северной части Красноленинского района расположены месторождения углеводородов: имени Владимира Ильича Шпильмана, Северная Рогожнико-ская залежь, Центральная Рогожниковская залежь, Высотное углеводородное месторождение, физический состав данных месторождений различен. Северная, Центральная залежи Рогожниковского углеводородного месторождения в большей степени представлена сфероидными и перлитизированными лавами. К гребням структур Рогожниковского месторождения отнесены лавы кислого состава с прослоями туфов. Перлитовые лавы и кластославы встречаются в своде Северной залежи Рогожниковского месторождения (Рисунок 1.3). Лавокласти-ты и кластолавы определены в Южной части Центральной залежи Рогожниковского участка. [82].

Мощность коры выветривания составляет практически тридцать метров. Минимальные толщины прослоев терригенных пород достигают значений нескольких сантиметров, максимальные не более пяти метров. Незначительные прослои терригенных образований в керне свидетельствуют о возможности существования небольших озер (мелкие водные бассейны) [5]. Прослои базальтов определены в западной части Центра залежи Рогожниковского месторождения.

На Рогожниковском месторождении (далее - РМР) залежи массивные, жильного типа. Залежи РМР имеют структурно-тектоническое строение, очаговое нефтенасыщение в породе и соединены сетью трещин. Тип коллектора трещинно-кавернозный, поровокавернозно-трещинный. Пластовая температура достигает значений 116 °С, значение средней пористости, 17%, значение проницаемости до 5,7-10мкм2. В скважине 782 пробуренной в Центральной залежи Рогожниковского месторождения зафиксирован максимальный этаж нефтеносности отложений триаса, более 360м. (Рис. 1.3) [11,12,93].

Рисунок 1.3 Нефтеносность и вещественный состав вулканических пород

Рогожниковского месторождения [92] В скважине семьсот тридцать пять получен максимальный приток нефти с дебитом 190м3/сутки из кластолавы Центральной залежи (высокопористых обломков в плотной лаве). Основные дебиты нефти получены из лав кислых структур, с притоком не более 25 м3/сутки.

В процессе анализа геологической модели определены закономерности, связанные с преимущественным типом коллектора. Скважины с трещинным типом коллектора отличаются быстрым падением добычи, интенсивным сни-

жением динамического уровня. Скважины со смешанным типом (порово-трещинный, поровый и трещинный) характеризуются относительно стабильным уровнем добычи.

1.2 Свойства и состав пластовых флюидов доюрского комплекса

(триас)

Нефть триасовых отложений исследована на образцах глубинных проб, отобранных из скважин и на образцах устьевых поверхностных проб.

Для нефти принятые параметры составляют:

- газосодержание - 130 м3/ м3;

- плотность дегазированной нефти - 0.822 г/см3;

Растворённый нефтяной газ высокожирный, низкоазотистый, углекислый. Сероводород в составе газа хроматографическими методами не обнаружен. В составе растворённого в нефти газа концентрация гелия не превышает 0.007% объём.

По результатам анализа поверхностных проб дегазированная нефть характеризуется преимущественно как малосернистая, малосмолистая, парафини-стая, особо легкая. Выход светлых фракций до 300°С составляет около 53 % (таблица 1.1).

По результатам рентгенофлюоресцентного спектрального анализа проб в нефти фиксируются низкие концентрации ванадия (менее 5 г/т) и никеля (менее 5 г/т).

При определении ионного состава попутно-добываемых вод на месторождениях Красноленинского свода установлено, что в соответствии с классификацией В.А. Сулина пластовые воды, отнесены к хлоркальциевому типу, группе хлоридных, подгруппе кальциевых вод. В большей степени пластовые воды относятся к гидрокарбонатно-натриевому типу. Минерализация пластовых вод составляет 8,4-49,2 г/л. Воды содержат катионы щелочноземельных металлов, которые способны образовывать труднорастворимые в воде осадки -

карбонаты и сульфаты. Содержание катиона кальция (Са2+) составляет 80-604 мг/л, катиона стронция ^г2+) - 15-33 мг/л, катион бария (Ва2+) отсутствует. В значительном количестве в водах отмечен ион железа (Fe общ.) - 0,08-59 мг/л. Содержание гидрокарбонат-аниона (НС03-) варьируется в пределах 769-3080 мг/л, хлор-аниона (С1-) варьируется в пределах 8014-28236 мг/л, сульфат-анион (SO42-) - отсутствует.

Таблица 1.1 Компонентный состав нефти и растворенного газа пласта Т

№ п/п Наименование параметров, компонентов Численные значения

При однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях При дифференциальном разгазировании Пластовая нефть

Газ Нефть Газ Нефть

1. Молярнная концентрация компонентов, %

1.2 Сероводород отсутствует

1.3 Ш2 2,03 0 2,15 0 0,96

1.4 Азот + редкие 2,09 0 2,24 0 0,94

1.5 в т.ч. гелий 0,008 0 0,007 0 -

1.5 Метан 49,79 0,18 53,27 0,02 22,73

1.6 Этан 13,43 0,4 14,36 0,36 6,3

1.7 Пропан 16,32 1,91 15,99 2,96 8,35

1.8 Изобутан 2,98 1,08 2,44 1,6 1,92

1.9 Норм. бутан 6,65 3,65 5,23 4,96 5

1.10 Изопентан 1,71 2,6 1,16 3 2,21

1.11 Норм. пентан 2,1 3,99 1,35 4,51 3,15

1.12 Гексаны 2,08 9,29 1,19 9,66 6,05

1.13 Гептаны 0,5 8,65 0,44 8,29 4,96

1.14 Октаны 0,26 7,97 0,14 7,66 4,47

1.15 Остаток С9+ 0,06 60,28 0,04 56,98 32,96

№ п/п Наименование параметров, компонентов Численные значения

При однократном раз-газировании пластовой нефти в стандартных условиях При дифференциальном разгазировании Пластовая нефть

Газ Нефть Газ Нефть

2. Молекулярная масса, г/моль 31,64 186,7 29,37 179,5 116

3. Плотность газа, кг/м3 1,312 - 1,221 - -

Плотность газа относительная (по воздуху), д.ед. 1,089 - 1,013 - -

Плотность нефти, кг/м3 - 832 - 828 714

1.3 Осложнения при эксплуатации скважин объекта разработки (триас) электроцентробежными насосами для добычи нефти

При эксплуатации скважин доюрских пластов Т месторождений Красно-ленинского свода с помощью электроцентробежных насосов необходим особый подход к выбору комплектации оборудования, который учитывает многообразие осложняющих факторов, особенности геологического строения. К числу осложнений при эксплуатации скважин пласта Т можно отнести:

^ образование солей на разных элементах оборудования системы УЭЦН (Рисунок 1.4);

^ высокая естественная температура добываемой пластовой жидкости (с помощью термоманометрической системы на УЭЦН произведена фиксация температуры пластовой жидкости с значениями в диапазоне от 100°С до 138°С);

^ минерализация пластовых вод достигает практически 50 г/л; ^ скважинная продукция со значительным содержанием свободного газа на приеме УЭЦН (более 50%);

^ высокая поглощающая способность пласта (мероприятия по восстановлению напорно-расходных характеристик с помощью промывочного агрегата, малоэффективны);

^ значительное изменение добычных параметров скважин после проведения геолого- технических мероприятий, что осложняет подбор электропогружного оборудования и снижает его надежность (Рисунок 1.5).

Значительный рост отказов УЭЦН в скважинах доюрских пластов Т, с наработкой менее 365 суток в 2013 году, повлиял на снижение наработки механизированного фонда скважин более чем на 150 суток, показатель наработки УЭЦН на отказ составил 352 суток (Рисунок 1.6) [50].

Рисунок 1.4 Вид отложений на приемном модуле УЭЦН

500

(Ц

К К

в «

И

0

" 1000

л

К

(О «

1500

Ж

1 2000

^ 2500

420

К

2010 2050

2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 Количество месяцев

Рисунок 1.5 Среднее значение изменения динамического уровня (Нд,м) скважин доюрскх пластов Т с УЭЦН запущенных после ГТМ в течении года.

0

1

о.

500 480 460 440 420 400 380 360

340

485 484 -^.47* 5 476

162

N445 .430

0 \391

378

352

яне.13 марЛЗ млн 13 июм 13 лиг 13 опт. 13 ноя 13 янз.14 мар 14

Месяцы

Рисунок 1.6. Динамика наработки УЭЦН

1

По результатам разборов установок электроцентробежного оборудования проведен анализ первопричин преждевременных отказов: солеобразования (54% отказов), износ ЭЦН (31% отказов), отказ ПЭД и кабельных линий (15%), (Рисунок 1.7) [50].

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Макеев Андрей Александрович, 2022 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Агеев, Ш. Р. Конический насос как средство повышения эффективности работы и надёжности ЭЦН при откачке газожидкостной смеси / Ш.Р. Агеев // Доклады XI Всероссийской технической конференции ОАО «АЛНАС». - 2002.

2. Алексеев Г.Н. Общая теплотехника. -М.: «Высшая школа» , 1980.

3. Антипин Ю.В. Предотвращение осложнений при добыче обводненной нефти / Ю.В. Антипин, М.Д. Валеев, А.Ш. Сыртланов. - Уфа: Башк. кн. изд-во, 1987.- 168 с.

4. Аптыкаев Г.А. Опыт эксплуатации электроцентробежных установок в НГДУ«Лянторнефть» ОАО «Сургутнефтегаз» . Химическое и нефтегазовое Машиностроение. -1983. -№3.

5. Архипов С.В., Замаруев Е.И., Хабарова Т.С., Характерные черты геологического строения и нефтенасыщенности Рогожниковского месторождения // Пути реализации нефтегазового и рудного потенциала Ханты-Мансийского автономного округа - Югры: Труды XII научно-практической конференции. - Ханты-Мансийск: ИздатНаукаСервис, 2009. - Т. 1. - С. 202213.

6. Асылгареев А.Н. Исследование влияния технологических факторов на работу погружных центробежных насосов. -Дис. канд. техн. наук. - Уфа, 1971. - с. 150.

7. Ахметшина И.З. Влияние поверхностного натяжения и температуры на отложение солей в нефтепромысловом оборудовании / И.З. Ахметшина, Я.М. Каган, Г.А. Бабалян и др. // Нефтяное хозяйство. - 1979. - № 3. - С. 43-45.

8. Белоконь-Карасева Т.В., Горбачев В.И., Башкова С.Е., Беляева Г.Л., Ехлаков Ю.А. Перспективы нефтегазоносности глубокопогруженных отложений севера Западной Сибири по данным сверхглубокого бурения //Геология нефти и газа. -2006. - №6. - С. 2-9.

9. Богачук Ю.Ф., "Интелектуальная система" Управления электроцентробежными насосами для нефтянных скважин (ИНТЭС).// НЕФТЬ. ГАЗ. НОВАЦИИ,2011. С.51-53.

10. Бочкарев В.С. Тектонические условия замыкания геосинклиналей и ранние этапы развития молодых платформ. - М.: Недра, 1973. - 127 с.

11. Бочкарев В.С., Брехунцов А.М. О рифтогенезе, плюмах и других дискуссионных вопросахгеотектоники // Горные ведомости. 2011 № 5 С. 6-17.

12. Бочкарев В.С., Брехунцов А.М., Лукомская К.Г. К проблеме пермо-триаса Западной Сибири //Горные ведомости. 2009 № 3 С. 2-27.

13. Выбор рабочих параметров погружного центробежного насоса при откачке газожидкостной смеси из скважины / Дроздов А.Н. [и др.] // Обзорная инф. серия «Нефтепромысловое дело». - М.: ВНИИОЭНГ, 1986, вып. 11. - 50 с.

14. Газизова Э.Р., Гадельшин И.Р., Денисламов И.З. Расчет оптимального объема закачки ингибитора в скважины Ватьеганского месторождения. //Нефтепромысловое дело, 2019, т.17, №2.;

15. Галеев Р.Г. Исследование минерального состава и причин отложений солей в нефтепромысловом оборудовании / Р.Г. Галеев, Р.Н.Дияшев, С.С. Потапов // Нефтяное хозяйство. - 1998. - № 5. - С. 41-45.

16. Гареев А.А. О предельном газосодержани и на приеме электроцентробежного насоса. Нефтепромысловое дело. Серия: Электрооборудование. Стр. 26-32.

17. Гареев А.А. О температурном режиме и явлении теплового удара в электроцентрабежном насосе (в порядке обсуждения).//Нефтяное хозяй-ство,03.2011.№3.-С.123-127.

18. Гареев А.А. Исследование теплового состояния электроцентрабеж-ного насоса низкой производительности и разработка способа защиты от перегрева. - Диссертация канд. техн. наук. -Уфа 2011. - С.17;26;38;71.

19. Гареев А.А., Уразаков К.Р., Влияние коэффициента полезного действия электроцентробежного насоса на его тепловой режим. Нефтепромысловое дело. 2010г. №10.

20. Гареев А.А. Центробежные насосы в добыче нефти (проблемы и решения) - Уфа: Изд-во «Нефтегазовое дело», 2020. - 244 с.

21. Гарифуллин А.Р, Басов С.Г., Методы защиты УЭЦН от мехприме-сей.// Территория нефтегаз, 2010. С.70-73.

22. Гиматутдинов Ш.К. Развитие методов борьбы с образованием солевых осадков в нефтепромысловом оборудовании / Ш.К. Гиматутдинов, Л.Х. Ибрагимов, З.И. Сюняев // Реф. докл. М.: - 1981. - № 4. - С. 136-137.

23. Деньгаев, А. В. Повышение эффективности эксплуатации скважин погружными центробежными насосами при откачке газожидкостных смесей : дис. ... канд. техн. наук : 25.00.17 / Деньгаев Алексей Викторович. - М., 2005. -С.212.

24. Дроздов А.Н. Обзор современных конструкций газосепараторов к погружным центробежным насосам. - В сб.: Труд ы научно-техн. конф. мол. ученых и специалистов МИНГ им. И.М. Губкина. Секция разработки нефтяных и газовых месторождений. Москва, 26-27 февраля 1987 г., / Моск. ин- т нефти и газа. - М.,1988, с. 7 - 18. - Деп. во ВНИИОЭНГ 2 6 ма я 198 8 №1560-нг.

25. Дроздов А.Н. Разработка, исследование и результаты промышленного использования погружных насосно-эжекторных систем для добыч и нефти (Дис. докт.техн.наук. -М, 1998).

26. Дроздов А.Н. Влияние концентрации ПАВ на характеристику погружного центробежного насоса при работе на газожидкостной смеси. -Нефтепромысловое дело, 1981, №12, с.9-11.

27. Дроздов А.Н., Беляев М.Б., Сокорев В.Н. Испытания газосепаратора к погружным центробежным насосам на вязкой газожидкостной смеси. - В кн.:Пути развития научно-технического прогресса в нефтяной и газовой промышленности.: Тез. докл. Всесоюзной конф . - М., 1986, с.128.

28. Дроздов А.Н., Сальманов Р.Г . Анализ режимов работы погружных центробежных насосов с газосепаратором и без него. - В сб.: Труды научно -технической конференции молодых ученых и специалистов ГАНГ им. И.М.Губкина. Секция разработки нефтяных и газовых месторождений. Москва,

114

25 -27 ноября 1985 г . /Моск . ин- т нефт и и газа. - М , 1986 , с.5 3 - 66 . - Деп. во ВНИИОЭНГ 20 октября 1986, №1313 - нг.

29. Дроздов, А. Н. Технология и техника добычи нефти погружными насосами в осложненных условиях: Учебное пособие / А. Н. Дроздов - М.: МАКС Пресс, 2008. - С.312.

30. Егоров В.В. Результаты испытаний модуля входного перепускного верхнего МВПВ5-СС.//Результаты испытаний образцов новых видов оборудования и технологий, 30.05.2017, С.34-36.

31. Емков А.А. Методы борьбы с отложениями неорганических солей в оборудовании подготовки нефти / А.А. Емков. - М.: ВНИИОЭНГ, 1988. - 52 с.

32. Зейгман, Ю.В. Оптимизация работы УЭЦН для предотвращения образования осложнений [Текст] / Ю.В. Зейгман, А.В. Колонских // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». 2005. №2. URL:http://ogbus.ru/authors/Zeigman/Zeigman 1 .pdf.

33. Ибрагимов Л.Х. Интенсификация добычи нефти / Л.Х. Ибрагимов, И.Т.Мищенко, Д.К. Челоянц. - М.: Наука, 2000. - 414 с.

34. Ивановский В.Н. Прогнозирование как способ борьбы с отложением солей в скважинах, оборудованных электроцентробежными насосами / В.Н. Ивановский, А.А. Сабиров, Ю.А. Донской и др. // Нефтяное хозяйство. - 2009. - №6. - С. 73-75.

35. Ивановский В.Н., Сабиров А.А., Бабакин И.Ю., Булат А.В., Методика определения эффективности диспергаторов газожидкостной смеси в составе установки электроприводного центробежного насоса (УЭЦН).// Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса, 6/2014. С.22-23.

36. Ильясов Б.Г., Комелин А.В., Тагирова К.Ф., Интелектуальная автоматизированная система управления установкой электроцентробежного насоса.// Вестник уфимского государственного авиационного технического университета, 2007.С.58-70.

37. Инструкция Компании ОАО «НК «Роснефть» № П1-01.05 И-0011 «Формирование базы данных по химическому составу попутно-добываемых вод нефтедобывающих скважин», 21.09.2011 г., С.59.

38. Исаева Г.Ю. Разработка методики и модели компьютерного прогнозирования процесса солеотложения в нефтяных пластах при заводнении: Авто-реф. дисс. на соиск. учен. степени канд. техн. наук. М., 2000.

39. Камалетдинов Р.С. Обзор существующих методов предупреждения и борьбы с солеотложением в погружном оборудовании / Р.С. Камалетдинов //Инженерная практика. - Пилотный вып. - 2009. - С. 12-15.

40. Кашавцев В.Е., Мищенко И.Т. Солеобразование при добыче нефти. - М.: 2004.-23; 142;432 стр.

41. Кащавцев В.Е. Предупреждение солеобразования при добыче нефти/В.Е. Кащавцев, Ю.П. Гаттенбергер, С.Ф. Люшин. - М.: Недра, 1985. -215 с.

42. Ким В.К. Образование неорганических солей в поровых каналах вмещающих пород нефтяных месторождений / В.К. Ким, В.А. Рагулин, Р.У. Маганов// Нефтяное хозяйство. - 1992. - № 2. - С. 28-29.

43. Коровина Т.А., Кропотова Е.П., Минченков Н.Н., Батурин А.Ю., Николаева Е.В. Доюрское основание (ПСЭ) в Западной Сибири - объект новых представлений на природу нефтегазоносности (из опыта исследований и практического освоения Рогожниковского ЛУ) // Пути реализации нефтегазового и рудного потенциала Ханты-Мансийского автономного округа - Югры: Труды XII научно-практической конференции. - Ханты-Мансийск: ИздатНаукаСер-вис, 2009. - Т. 1. - С. 214-218.

44. Кокорина К.А., Макеев А.А., Повышение эффективности технологий и методов борьбы с солеотложениями при эксплуатации скважин. // Бурение и нефть, 2019. -№10.;

45. Крайнов В.М., Швец В.М. Гидрогеохимия. М.: Недра, 1992. 462 с.

46. Лобова Г.А., Коржов Ю.В., Кудряшова Л.К. Генезис доюрских залежей нефти Рогожниковской группы месторождений по данным гравиразвед-

116

ки и геохимии (Тюменская область) //Известия Томского политехнического университета. 2014. Т. 324. № 1. С. 65-72.

47. Ляпков П.Д. Результаты испытаний погружных центробежных насосов на смесях воды и воздуха при давлениях (1 — 2) 105 Н/м " во всасывающей камере насосов. - Тр.) МИНХи ГП, 1972.

48. Ляпков П.Д. О формах течения водо - воздушных смесей в каналах рабочих органов центробежного насоса. —Химическое и нефтяное машино-строение,1968, №10.

49. Ляпков П.Д. Труды ВНИИ, выпуск XLI, Техника добычи нефти. -М.:Изд.НЕДРА, 1964. - с.71-107.

50. Макеев А.А. Методы увеличения ресурса работы УЭЦН на осложненном фонде скважин Октябрьского района. // Инженерная практика, 2017. -№5. - С. 70-73.

51. Макеев А.А., Леонтьев С.А., Щелоков Д.В., Шай Е.Л., Критерии внедрения газостабилизирующих устройств в скважинах высокотемпературных пластов месторождений Красноленинского свода. // Нефтяное хозяйство, 01.2021 №1. С. 66-67.

52. Макеев А.А., Кокорина К.А., Ельников А.В., Петрова Ю.Ю., Пичу-гина А.А., Осложнения при эксплуатации скважин доюрских пластов Красно-ленинского свода. //Нефтепромысловое дело, 2019. -№7.;

53. Макеев А.А., Цепляева А.И., Леонтьев С.А., Шай Е.Л., Эксплуатация скважин установками электроцентрабежных насосов с учетом геолого-физических особенностей доюрского комплекса (триас). // Нефтяное хозяйство, 03.2021 №3. С. 92-95.

54. Макеев А.А., Щелоков Д.В., Шай Е.Л., Осложнения при эксплуатации скважин высокотемпературных пластов месторождений Октябрьского района (Красноленинский свод). // Нефтяное хозяйство, 02.2020. №2. - С.42-44.

55. Маринин Н.С. Отложение солей и борьба с ними на месторождениях Западной Сибири / Н.С. Маринин, Г.М. Ярышев, В.А. Ершов // Нефтяное хозяйство. - 1978. - № 5. - С. 53-54.

56. Мещеряков К.А., Карасева Т.В., Особенности формирования триасовых прогибов севера Западной Сибири в связи с нефтегазоносностью. /Нефтегазовая геология. Теория и практика. - 2010. -Т-5-№3. С.1-11.

57. Миллер В.К. Предотвращение образования сложных железосодержащих осадков в процессе добычи обводненной нефти / В.К. Миллер, Н.С. Булдакова, О.А. Овечкина, Е.Ю. Коробейникова // Экспозиция Нефть Газ. -2016. - № 4 (50). - С. 32-35.

58. Мингулов Ш.Г., Салимов А.В., Малышев П.М., Методы повышения стабильной работы УЭЦН с помощью станций управления с частотным преобразователем (ЧП) и вентильным электродвигателем (ВЭД).//Сборник научных трудов 43-й международной научно-технической конференции молодых ученых, аспирантов и студентов, посвященной 60-летию филиала УГНТУ в г.Октябрьском, 2016. С.198-203.

59. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти. М.: из-в о «Нефть и газ» РГУнефти и газа им. И.М.Губкина, 2003. - 45;710 стр.

60. Мищенко И.Т. Расчеты при добыче нефти и газа - М.:Изд-во «НЕФТЬ и ГАЗ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2008. - 296с., ил.

61. Мищенко И.Т., Бравичева Т.Б. и Ермолаев А.И. Выбор способа эксплуатации скважин нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. М.: ФГУП Из-во «Нефть и газ» РГУ нефт и и газа им. И.М.Губкина. 2005.

62. Никишенко С.Л. Нефтепромысловое оборудование: учебное пособие. Волгоград: ООО Издательский Дом «Ин-Фолио», 2008. 414 с.

63. Новая технология защиты установки электроцентробежного насоса от влияния механических примесей / Вербицкий В.С. [и др.] // Нефтяное хозяйство. - 2007. - № 12. - С. 78-81.

64. Опыт управления осложнениями механизированного фонда скважин в ООО «РН-Юганскнефтегаз» / Здольник С.Е. [и др.] // Нефтяное хозяйство. - 2006. - № 9. - С. 32-34.

65. Осложнения в нефтедобыче / Н.Г.Ибрагимов, А.Р. Хафизов, В.В.

Шайбаков и др.: под ред. Н.Г. Ибрагимова, Н.Г. Ишемгужина. - Уфа: ООО«Издательство научно-технической литературы «Монография», 2003. — 302с.

66. Панов В.А., Емков А.А., Позднышев Г.Н. Оценка склонности пластовых вод к отложению гипса в нефтепромысловом оборудовании // Нефт. хоз-во. 1980. № 2. С. 39-40.

67. Пат. 2017100485, Российская федерация, СПК F04D 15/0281 (2006.01); F04D13/10 (2006/01). Модуль входной перепускной для УЭЦН / О.А. Карачун, И.В. Бойко, В.В. Егоров; заявитель и патентообладатель: ОАО "Сургутнефтегаз"- № RU176533; заявл. 09.01.2017, опубл. 22.01.2018, Бюл №3: ил.

68. Пат. 2121562 РФ, 6 Е21В37/06. Скважинный дозатор / Х.И.Акчурин, Ю.Г. Вагапов, СЮ. Вагапов и др. / Заявл. 01.12.96, заяв. 96122832/03. Опубл. 10.11.98.

69. Пат. 2183256 Российская Федерация, МПК7 Е 21 В 43/38, 43/00. Способ добычи нефти и погружная насосная установка для его осуществления / Мохов М. А., Дроздов А. Н., заявитель и патентообладатель: Мохов М. А., Дроздов А. Н. - № 2000118566/03; заявл. 14.07.00, опубл. 10.06.02, Бюл. № 16. -5 с.: ил.

70. Пат. 2274731 Российская Федерация, МПК7 Е 21 В 43/00, F 04 F 5/54. Способ добычи нефти и устройство для его осуществления / А. Н. Дроздов, [и др.] заявитель и патентообладатель: ЗАО «Новомет-Пермь» - № 2004105110/03; заявл. 24.02.2004, опубл. 10.08.2005, Бюл. № 11 - 14 с. : ил.

71. Перекупка А.Г. Эффективность и перспективы применения многокомпонентных смесей ингибиторов солеотложения / А.Г. Перекупка, Ю.С.Елизарова // Нефтяное хозяйство. - 2003. - № 6. - С. 82-84.

72. Персиянцев М.Н. Добыча нефти в осложненных условиях /М.Н. Персиянцев. - ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. - 653 с.: ил. - ISBN5-8365-0052-5.

73. Персиянцев М.Н. Добыча нефти в осложненных условиях /М.Н. Персиянцев. - ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. - 653 с.: ил. - ISBN5-8365-0052-5.

74. Персиянцев, М. Н. Добыча нефти в осложнённых условиях / М. Н. Персиянцев - М.: Недра-Бизнесцентр, 2000. - 653 с.

75. Потапов С.С. Борьба с отложениями солей и коррозией в оборудовании тепловой подготовки нефти НГДУ «Мамонтовнефть» / С.С. Потапов, И.С. Кольчугин, В.М. Лимановский, Н.П. Кузнецов // Нефтяное хозяйство. -1995. - № 7.- С. 53-54.

76. Потапов С.С. К проблеме солеотложения в нефтепромысловом оборудовании "Лукойл-Когалымнефтегаз" // Урал. минерал. сб. 1997. № 7. С. 233249.

77. РД 39-0148070-026 ВНИИ-86 «Технология оптимального применения ингибиторов солеотложения».

78. Ртищев А.В.., Черепанов А.В., Василяускас А.А., Ардалин А.А., Опыт применения станций управления УЭЦН с обводным контактором (байпасом). // Инженерная практика, 2017. - №5. - С. 10-12.

79. Руководство по эксплуатации АР068.1-007-00-000 РЭ, Блок непрерывного дозирования регентов регулируемый, БНДР-О-ПГ-2000/50 КЗ-119 МБРХ ТУ 3632-001-46919837-2009.

78. Сайдашев Р.Р., Горшкова О.О., Технология запуска УЭЦН при помощи частотного преобразователя. //Актуальные проблемы научного знания. Новые технологии ТЭК. //Материалы III Международной научно-практической конференции, 2019. С.76-80.

81. Ситников А.В. Прогнозирование солеотложения при смешении различных типов вод в системе поддержания пластового давления / А.В. Ситников, О.В. Сенникова, М.В. Жирнов и др. // Нефтяное хозяйство. - 2007. - № 9. - С. 64-65.

82. Скачек К.Г., Гарифуллин Р.А., Валеев Р.А. Особенности геологического строения Кочевской генерационно-аккумуляционной зоны // Пути реали-

120

зации нефтегазового и рудного потенциала ХМАО — Югры: материалы IX научно-практической конференции. Т. 2 2006 С. 5-14.

83. Солодов А.В. Состояние и перспективы развития химических методов защиты нефтепромыслового оборудования от соле- и парафиноотложений / А.В. Солодов, Н.В. Бикчентаева, Л.М. Оленев // Нефтяное хозяйство. - 1983. -№ 12. - С.24-28.

84. Стандарт Компании ОАО «НК «Роснефть» № П1-01 СЦ-080 «Порядок проведения лабораторных и опытно-промысловых испытаний химических реагентов: деэмульгаторов, ингибиторов коррозии, ингибиторов бактерицидов, ингибиторов солеотложения на объектах добычи углеводородного сырья Компании», 26..01.2009 г., С.111.

85. Стандарт Компании ОАО «НК «Роснефть» № П1-01 СЦ-080 «Порядок проведения лабораторных и опытно-промысловых испытаний химических реагентов: деэмульгаторов, ингибиторов коррозии, ингибиторов бактерицидов, ингибиторов солеотложения на объектах добычи углеводородного сырья Компании».

86. Устройство дозирущее; Паспорт Д5-50х14 ПС.

87. Хайбуллин Д.М. Совершенствование технологий и технических средств предупреждения и удаления солеотложений в добывающих скважинах (на примере месторождений ООО "РН-Юганскнефтегаз" Диссертация канд. техн. наук. -Уфа 2010. - С.15.

88. Хормали А. Комплексная технология предотвращения отложений-неорганических солей при добыче нефти / А. Хормали, Д.Г. Петраков // Территория Нефтегаз. - 2017. - № 10. - С. 50-55.

89. Шангараева Л.А. Обоснование технологии предотвращения выпадения сульфата бария в скважинном оборудовании миннибаевской площади-Ромашкинского месторождения: дис. канд. техн. наук (25.00.17) / Шангараева-Лилия Альбертовна. - СПБ., 2013. - 140 с.

90. Шангараева Л.А. Особенности процесса отложений сульфата бария в скважинном оборудовании с участием активных органических соединений

121

нефти /Л.А. Шангараева, А.В. Петухов // Инженер-нефтяник. - 2012. - № 4. - С. 13-15.

91. Якимов С.Б., Особенности эксплуатации погружных насососв после проведения работ по ограничению выноса песка из призабойной зо-ны.//Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса, 2014. С.51-55.

92. Яковлева Н.П., Мясникова Г.П., Тугарева А.В., Чернова Г.А. Лито-логические особенности вулканического триасового НГК на территории ХМАО (Западная Сибирь) //VI Всероссийское литологическое совещание 28-31 октября 2013г. С.326-330.

93. Fan C. Scale prediction and inhibition for oil and gas production at high

temperature/high pressure / C. Fan, A.T. Kan, P. Zhang, et al. // SPE Journal. -

2012. - Vol.17.-o.2.-pp.379-392. Режим доступа: http://dx.doi.org/10.2118/130690-

PA.

94. Farooqui N.M. Polyphosphino carboxylic acid (PPCA) scale inhibitor for application in precipitation squeeze treatments: The effect of molecular weight distribution/ N.M. Farooqui, A. Grice, K.S. Sorbie, D. Haddleton / N.M. Farooqui // Presented at the CORROSION 2014. - 9-13 March 2014. - San Antonio, Texas, USA. - pp. 1-16.

95. Hennessy A.J.B. The effect of additives on the co-crystallisation of calcium with barium sulphate / A.J.B. Hennessy, G.M. Graham // Journal of Crystal Growth.-2002. - Vol. 237-239. - pp. 2153-2159. Режим доступа: http://dx.doi.org/10.1016/S0022-0248(01)02258-8.

96. Khormali A. Increasing efficiency of calcium sulfate scale prevention using a new mixture of phosphonate scale inhibitors during waterflooding / A. Khormali, A.R.Sharifov, D.I. Torba // Journal of Petroleum Science and Engineering (Elsevier). - 2018. -Vol. 164. - pp. 245-258. Режим доступа: https://doi.org/10.1016/j.petrol.2018.01.055.

97. Khormali A. Prevention of formation damage caused by mineral scale

deposition in carbonate reservoirs using scale inhibitors / A. Khormali // Presented at the 79th EAGE Conference and Exhibition. - 12-15 June 2017. - Paris, France. - pp. 1-3. Режим доступа: http://dx.doi.org/10.3997/2214-4609.201701481.

98. Moghadasi J. Scale formation in Iranian oil reservoir and production

equipment during water injection / J. Moghadasi, M. Jamialahmadi, H. Müller-

Steinhagen,et al. // Presented at the SPE International Symposium on Oilfield Scale. -29-30 January 2003. - Aberdeen, UK. - pp. 1-14. Режим доступа: http://dx.doi.org/10.2118/80406-MS.

99. Moghadasi J. Scale formation in oil reservoir and production equipment

during water injection (kinetics of CaSO4 and CaCO3 crystal growth and effect on formation damage) / J. Moghadasi, M. Jamialahmadi, H. Müller-Steinhagen, A. Sharif //Presented at the SPE European Formation Damage Conference. - 13-14 May 2003. - The Hague, Netherlands. - pp. 1-12. Режим доступа: http://dx.doi.org/10.2118/82233-MS.

100. Oddo J.E., Tomson M.B. Methods predicts well bore scale, corrosion // Oil and Gas, June, 1998.

101. Oddo J.E., Tomson M.B. Why scale forms and how to predict it // SPE Production and Facility Journal, Feb.1994, P.47-54.

102. Olajire A.A. A review of oilfield scale management technology for oil and gas production / A.A. Olajire // Journal of Petroleum Science and Engineering. -2015. - Vol. 135. - pp. 723-737. Режим доступа: http://dx.doi.org/10.1016/j.petrol.2015.09.011.

103. Stamatakis E. An integrated radiotracer approach for the laboratory evaluation of scale inhibitors performance in geological environments / E. Stamatakis, C. Chatzichristos, J. Sagen, et al. // Chemical Engineering Science. - 2006. -Vol. 61. - No.21. - pp. 7057-7067. Режим доступа: http://dx.doi.org/10.1016/j.ces.2006.07.034.

104. Tahmasebi H.A. Dimensionless correlation for the prediction of permeability reduction rate due to calcium sulphate scale deposition in carbonate grain packed column /H.A. Tahmasebi, R. Kharrat, M. Soltanieh // Journal of the Taiwan

123

Institute of Chemical Engineers. - 2010. - Vol. 41. - No. 3. - pp. 268-278. Режим доступа: http://dx.doi.org/10.1016/ijtice.2009.11.006.

105. Tantayakom V. Kinetic study of scale inhibitor precipitation in squeeze treatment / V. Tantayakom, H.S. Fogler, P. Charoensirithavorn, S. Chavadej // Crystal Growth & Design. - 2005. - Vol. 5. - No. 1. - pp. 329-335. Режим доступа: http://dx.doi.org/10.1021/cg049874d.

106. Vetter O.J. Calcium carbonate scale in oilfield operations / O.J. Vetter, W.A.Farone // Presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition. -27-30 September 1987. - Dallas, Texas, USA. - pp. 307-322. Режим доступа: http://dx.doi.org/10.2118/16908-MS.

ПРИЛОЖЕНИЕ 1. Таблица 1 - Методика подбора дополнительного оборудования УЭЦН для скважин доюрского комплекса триас

Место образо-

Группы Режим- вания Дополнительное оборудование

фонда ный Номиналь- Режим Катего- солевых УЭЦН

скважин дебит ная произ- работы рия отложений

доюрско- скважи- водитель- УЭЦН солеопас- До Модуль

го ком- ны, ность ЭЦН, тности приема ЭЦН Диспер- входной Фильтр Газо-

плекса м3/сут м3/сут ЭЦН гатор пере- сепа-

(триас) пускной ратор

I + - + + + -

1 15-25

II + +

ЭЦН-25 Постоянный

III + + + + + -

I + - + + + -

2 26-60 ЭЦН-30 ЭЦН-35

Постоянный II - + - - - +

III + + + + + -

ЭЦН-50 I + - + + + -

3 61 -125 ЭЦН-80 ЭЦН-125

Постоянный II - + - - - +

III + + + + + -

I + - + + + -

4 менее 15 ЭЦН-50 ЭЦН-80

Периодический II - + - - - +

III + + + + + -

Таблица 2 - Методика применения ингибитора солеотложений для скважин доюрского комплекса триас

Группы фонда скважин доюр-ского комплекса (триас) Режимный дебит скважины, м3/сут Номинальная производительность ЭЦН, м3/сут Режим работы УЭЦН Категория солеопаст-ности Обработка ингибитором в процессе эксплуатации УЭЦН Приоритет обработок ингибитором солеотложений по значению индекса кпос

нет (-)/да (+) Низкий Средний Высокий Сверхвысокий

1 15-25 ЭЦН-25 Постоянный I - Риск образования солей в ЭЦН отсутствует

II + > 0,41 0,410,26 0,260,15 < 0,15

III +

2 26-60 ЭЦН-30 ЭЦН-35 Постоянный I - Риск образования солей в ЭЦН отсутствует

II + > 0,41 0,410,26 0,260,15 < 0,15

III +

3 61 -125 ЭЦН-50 ЭЦН-80 ЭЦН-125 Постоянный I - Риск образования солей в ЭЦН отсутствует

II + > 0,41 0,410,26 0,260,15 < 0,15

III +

4 менее 15 ЭЦН-50 ЭЦН-80 Периодический I - Риск образования солей в ЭЦН отсутствует

II + > 0,41 0,410,26 0,260,15 < 0,15

III +

ПРИЛОЖЕНИЕ 2. Акт о внедрении методики подбора дополнительного оборудования УЭЦН в условиях солеотложений в пластах доюрского комплекса

(триас)

методики подбора дополнительного оборудования УЭЦН в условиях солеотложений в пластах доюрского комплекса (триас)

При выполнении работ по определению комплектации УЭЦН специалистами НГДУ«Быстринскнефть» используется методика подбора дополнительного оборудования установок электроцентробежного насоса в условиях солеотложений в пластах доюрского комплекса (триас).

Использование методики позволяет повысить эффективность добычи нефти в осложненных условиях эксплуатации доюрского комплекса (триас).

Заме НГД^

И.о. I прои НГДЬ

УТВЕРЖДАЮ

Дата

24.11.2020г. N

л

(и «

Й о с

ей

сп

3

Рч

а н

(и ^ (и

ей ^ К ^ 8 « 2 §

^ й ^ £

^ о 8 к

£ о

к « И ~

Я

к В о £

е §

О 10

л з

<и Рч

Й « ч: 3 к я « к и «

сп «

О

5

СВИДЕТЕЛЬСТВО

I СТЕПЕНИ

награждается

Макеев Андрей Александрович

за научную, рационализаторскую и изобретательскую деятельность, разработку и внедрение мероприятий по повышению эффективности производства, имеющих подтвержденный наибольший экономический эффект за 2015 год по итогам XXXV научно-технической конференции молодых ученых и специалистов ОАО «Сургутнефтегаз»

00

<м

Генерал ОАО «Су

цанов

ПРИЛОЖЕНИЕ 4. Программа -опытно промышленных работ по определению повышения температуры в участке электроцентробежного насоса

УТВЕРЖДАЮ

|ика >ть» з» 1Й Эг.

ПРОГРАММА

опытно-промышленных работ по определению повышения температуры в участке

электроцентробежного насоса

1. Объект испытаний.

Объектом испытаний является скважина пласта Триас Рогожниковского месторождения с УЭЦН. В составе установки электроцентробежного насоса погружная кабельная линия с термоиндикаторами.

Четыре термоиндикатора устанавливаются на кабельный удлинитель и должны располагаться по центру первой и второй секции насоса.

На против первой секции насоса монтируются два термоиндикатора с диапазоном температур 116-164*С и 249-280*С, напротив второй секции насоса монтируются два термоиндикатора с диапазоном температур 116-164"С и 204-260°С

2. Цель испытаний

Определить повышение температуры в установке электроцентробежного насоса при эксплуатации в осложненных условий пласта Триас.

3. Место и условия проведения испытаний.

3.1 Испытания производятся на скважине пласта Триас с динамическим уровнем более 1700м, газосодержанием на приеме насоса более 40%, обводненность добываемой продукции не более 75%;

3.2 Срок проведения испытаний, до отказа установки электроцентробежного насоса;

3.3 В случае возникновения осложнений при эксплуатации, провести работы по восстановлению работоспособности УЭЦН (промывка пресной водой). Промывку соляной кислотой не производить.

3.4 В случае преждевременного отказа подземного оборудования неэффективный ремонт рассматривать согласно положения П 53-2017.

4 Порядок проведения испытаний

Ni п/п Срок аы- Ответственный за Контроль

1 Подобрать скаамету пласта Триас сое пасмо хритврмев п 31. диаметром зкеллуатв-ционной колонны 168мм До начала производства работ Заместитель начальника ЛДС по РМР • Быстрине* • нефть» А А. кмНЯШФв Заместитель «Быстримскнефть» по добыче

2 Осуществить подбор УЭЦН До начала произвол ства работ Те гнопогический персонал ЦДНГ «as^^STnScno РМР « Быстринскнефть»

Э Подать заявку на комплектацию УЭЦН в ЦБПО ЭГТУ с пометкой проводе»«*« ОПР До начала производства работ персонал ЦДИГ начальника ПДС по РМР «Быстрин« нефть» А А Макеев

4 П6ПО ЭПУ подготовить УЭЦН согласно ммм НГДУ «Быст-ринсанефть» До начала производства работ ЛБЛО ЭПУ Ответственный спв-цлалист Начальник КТО ЛБЛО ЭПУ

5 ЛБЛО ЭПУ проммвстм расчет мосте установим термоииди-катороа на кабельной гвмии еоглвсно »аявлоннрй комплектации насоса До начала производства работ ЛБЛО ЭПУ Ответственный специалист Начальник КТО ЛБЛО ЭПУ

в ЛБЛО ЗЛУ изготовить кабальную пинию Термоииди-каторы установить согласно расчету и закрыть бандажом НГДУ предоставляет термоиндикаторы До начала пр&оеад-ства работ ЛБЛО ЭПУ Ответственный специалист. Технологический персонал ЦДНГ Начальник цехе ЦБПО ЭПУ; Заместитель начальника ПДС по РМР « Быстринскнефть» а а шУГЛВ

7 ЦРРС провести спуск шаблона диаметром 127мм, на глубину болое 50м. чем глубина спуска УЭЦН 8 рабочем порядке Технолог»меский персонал ЦДНГ. Начальник ЦПРС начальника ПДС по РМР «Быстрм си-нефть» А А Макеев

в Произвести мэмта». спуск, запуск подконтрольного обору-дооо'мя Эюглувтвцио УЭЦН осуществлять в соответствии с принятой документацией в ПАО «Сургутнефтегаз» В рабочем порядке ЛБЛО ЭПУ Ответственный специалист Начальник ЦПРС, Технологический персонал ЦДНГ Заместитель начальника ПДС по РМР «Быстринскнефть» А А. Макеев

0 При отказе провести демонтаж оборудования Данные по результату демонтажа оборудования предоставить е НГДУ После демонтажа ЛЕПОЭПУ Отоотство»ыый специалист. Начальник ЦПРС. Технологичеомй персонал ЦДНГ Заместитель началыека ПДС по РМР «Быстринскнефть» А А Макеев

Ni rVn Наименование мероприятий Сроквен | Отвтстаишм» за попиеимя выполнение Контроль

10 Выполнить комиссионный разбор подконтрольной и-бельной линии с представителями НГДУ Посла демонтажа ЛБЛО ЭПУ Ответственный специалист Начальник КТО ЛБПОЭПУ

11 Оформить акт комиссионного разбора кабельной линии указать показания температуры >п териоиндикоторах После демонтажа ЛБПОЭПУ Ответственный спвфолист Заместитель начальника ПДС по РМР «Быстринс*-нефть* а А Макеев

5 Оформление результатов испытаний

51. По результатам опытно-промышленных работ дается заключение о температурном режиме работы скважин пласта Триас Рогожниковсхого месторождения с УЭЦН

РАЗРАБОТАЛ

Зам! нгд

cor

нач Нач