Способы повышения эффективности эксплуатации скважин при разработке нефтегазоконденсатных месторождений за счет совершенствования методов предупреждения парафиноотложений. Общая характеристика составов химреагентов для предупреждения парафиноотложений.
Аннотация к работе
Совершенствование методов предупреждения парафиноотложений при эксплуатации скважин нефтегазоконденсатных месторожденийАнализ тенденций развития и современного состояния ресурсной базы свидетельствует, о том что в основных газодобывающих районах наблюдается постоянный рост доли запасов, приходящихся на глубокозалегающие газоконденсатные и нефтегазоконденсатные месторождения, продукция которых содержит в своем составе высококипящие компоненты, в том числе и парафины. И если в добыче нефти многие вопросы, связанные с парафиноотложениями, благодаря работам отечественных и зарубежных исследователей, уже нашли свое решение, для газовой отрасли, при разработке газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений в силу отличия составов добываемого флюида и соответственно термобарических условий его добычи, подготовки и транспорта эти вопросы требуют изучения. В этой связи тема диссертационной работы является актуальной и направлена на повышение эффективности эксплуатации скважин и других промысловых объектов, осложненных парафиноотложениями в процессе разработки нефтегазоконденсатных месторождений. Внедрение в практику разработанных автором методов предупреждения парафиноотложений позволило увеличить межремонтный период при эксплуатации скважин, уменьшить перепады давления в насосно-компрессорных трубах (НКТ) и шлейфах, что способствует существенному улучшению эксплуатационных характеристик скважин с получением дополнительных объемов добычи газа, конденсата и нефти. Разработанные автором и при его участии составы ингибиторов парафиноотложений и технологии их применения позволили более чем в полтора раза увеличить производительность скважин и технологического оборудования сбора и подготовки их продукции.Отложения, образующиеся на стенках труб и оборудования, представляют собой сложную смесь парафинов со значительным содержанием асфальтосмолистых компонентов, высокомолекулярных масел, воды и механических примесей (частицы породы, продукты коррозии и т.д.). Основными факторами, влияющими на процесс образования и роста парафиноотложений, являются термобарические условия (температура и давление) углеводородной системы, состав добываемой продукции и гидродинамические характеристики потока. Многие авторы считают скорость потока вторым по значимости (после температуры) фактором, влияющим на интенсивность образования парафиноотложений, при этом сам механизм влияния различными авторами оценивается по-разному. В промысловых условиях в скважинах, трубопроводах и другом технологическом оборудовании основным фактором, влияющим на температуру углеводородной системы, а также на равновесное состояние ее, является теплообмен с окружающей средой. Вторая глава посвящена исследованию физико-химических характеристик нефтеконденсатных смесей и кинетики кристаллизации парафинов.В первом случае обычно применяют ПАВ или композиции на их основе, которые, адсорбируясь на кристаллах парафинов и на стенках труб, снижают силы адгезии и препятствуют образованию отложений. С целью оценки возможности применения присадок на месторождениях, разрабатываемых ООО «Газпром переработка», были проведены лабораторные исследования реагентов серий СНПХ отечественного производства, SERVO производства Голландии, Dodifloy производства Германии. Оценка эффективности присадок проводилась по их влиянию на температуру застывания нефтепродукта (при применении полимерных присадок) и по степени отмыва пленки нефти (присадки с ПАВ). Проведенные сравнительные исследования выпускаемых промышленностью композиций ПАВ (Нефтенол МЛ, ФК-2000 и разработанного «Реагента КД») показали, что Нефтенол МЛ и «Реагент КД» обладают примерно одинаковой отмывающей способностью при концентрации массовых долей 0,15-0,25 %, а ФК-2000 требует более высокой концентрации для достижения аналогичного эффекта. Были подобраны скважины, в которых происходят периодические остановки при спуске скребков, межочистной период НКТ скребками составляет не более 3 сут, перепад давления в шлейфах повышенный, обводненность добываемой продукции - не более 20 %.На основании изучения физико-химических процессов фазовых превращений парафинов, методов предупреждения и устранения парафиноотложений, анализа геолого-технических условий эксплуатации скважин, выполненных комплексных исследований по решению поставленных в работе задач соискателем сформулированы следующие выводы: На разработанном автором и смонтированном на УКПГ Печорокожвинского НГКМ стенде в результате экспериментальных исследований определена зависимость интенсивности парафиноотложений от скорости нефтегазоконденсатного потока. Максимум парафиноотложений в случае нефтегазоконденсатного потока в отличие от чисто нефтяного соответствует скоростям, превышающим скорость перехода ламинарного режима течения в турбулентный. Экспериментально установлено, что дросселирование нефтегазоконденсатных систем приводит к снижению интенсивности парафиноотложений.