WWW.LIBRUS.DOBROTA.BIZ
БЕСПЛАТНАЯ  ИНТЕРНЕТ  БИБЛИОТЕКА - собрание публикаций
 

«высшего образования «НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ» Школа Инженерная школа природных ресурсов Направление подготовки: 21.03.01 ...»

Министерство образования и науки Российской Федерации

федеральное государственное автономное образовательное учреждение

высшего образования

«НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ

ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Школа Инженерная школа природных ресурсов

Направление подготовки: 21.03.01 Нефтегазовое дело

Отделение школы нефтегазового дела

БАКАЛАВРСКАЯ РАБОТА

Тема работы Комплексные методы борьбы с асфальтосмолопарафиновыми отложениями на М нефтяном месторождении (Томской области) УДК 622.276.72-047.44(571.16) Студент Группа ФИО Подпись Дата 2Б4П Портнов Владимир Сергеевич Руководитель ВКР Должность ФИО Ученая степень, Подпись Дата звание Старший Чеканцева Лилия преподаватель Васильевна

КОНСУЛЬТАНТЫ:

По разделу «Финансовый менеджмент, ресурсоэффективность и ресурсосбережение»

Должность ФИО Ученая степень, Подпись Дата звание Доцент Глызина Татьяна к.х.н .

Святославовна По разделу «Социальная ответственность»

Должность ФИО Ученая степень, Подпись Дата звание Доцент Вторушина Анна к.х.н .

Николаевна

ДОПУСТИТЬ К ЗАЩИТЕ:

Руководитель ООП ФИО Ученая степень, Подпись Дата звание Старший Максимова Юлия преподаватель Анатольевна Томск – 2018 г .

ПЛАНИРУЕМЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ ОБУЧЕНИЯ ПО ООП

Требования ФГОС, критериев и/или Код Результат обучения заинтересованных результата сторон В соответствии с общекультурными, общепрофессиональными компетенциями и профессиональными Приобретение профессиональной эрудиции и широкого Требования ФГОС ВО кругозора в области гуманитарных и естественных (ОК-1, ОК-2, ОК-3,ОКР1 наук и использование их в

–  –  –

РЕФЕРАТ Данная выпускная квалификационная работа состоит из 84 страниц, 19 рисунков и 16 таблиц, 23 источников, 2 приложений .

Ключевые слова: нефть, скважина, осложнения, методы борьбы, предупреждение, удаление, условия образования, асфальтосмолопарафиновые отложения (АСПО), ингибитор .

Объектом исследования являются осложнения, вызванные АСПО на М месторождении .

Цель работы: комплексное ознакомление с АСПО и существующими методами борьбы с данными отложениями; детальное изучение методов, применяемых на М нефтяном месторождении Томской области .

В процессе исследования изучены механизм образования АСПО и их состав, методы предотвращения и удаления АСПО. Произведен расчет интервала залегания АСПО в скважине «Н». В результате расчетов установлено, что интенсивное залегание образуются в интервале от 0 до 1100 метров .

Область применения: нефтяные и нефтегазовые месторождения, имеющие осложнения в виде асфальтосмолопарафиновых отложений .

ОСНОВНЫЕ СОКРАЩЕНИЯ И ОБОЗНАЧЕНИЯ

АСПО – асфальтосмолопарафиновые отложения;

АСВ – асфальтосмолистые вещества;

АСПВ – асфальтосмолопарафиновые вещества;

АДПМ – агрегат для депарафинизации скважин;

УВ – углеводороды;

ПАВ – поверхностно-активные вещества;

ПАДУС – полуавтоматическая установка депарафинизации скважин;

УБДР – устьевые блоки дозирования химического реагента;

УДР – установка дозирования реагента;

УЭЦН – установка электрического центробежного насоса;

СИЗ – средства индивидуальной защиты;





ПЗС – призабойная зона пласта;

СВЧ – сверхвысокочастотное излучение;

НКТ – насосно-компрессорные трубы;

ГДИС – гидродинамические исследования скважин;

ГИС – геофизические исследования скважин;

УПН – установка подготовки нефти;

УППН – установка предварительной подготовки нефти;

ППД – поддержание пластового давления;

СПО – спуско-подъемные операции;

ШГН – штанговый глубинный насос .

ОГЛАВЛЕНИЕ ВВЕДЕНИЕ

СОСТАВ И МЕТОДЫ ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ, УДАЛЕНИЯ

АСФАЛЬТОСМОЛОПАРАФИНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ

1.1 Введение в проблему отложений парафинов, смол и асфальтенов........ 12

1.2 Состав и свойства асфальтосмолопарафинов

1.3 Механизм формирования отложений

1.4 Факторы, влияющие на образование отложений

–  –  –

МЕТОДЫ БОРЬБЫ С АСФАЛЬТОСМОЛОПАРАФИНОВЫМИ

ОТЛОЖЕНИЯМИ

2.1 Методы борьбы с АСПО

2.2 Предупреждение образования АСПО

2.2.1 Технологические методы

2.2.2 Физические методы

2.2.3 Химические методы

2.3 Методы удаления асфальтосмолопарафиновых отложений

2.3.1 Тепловой метод удаления

2.3.2 Механический способ удаления

2.3.3 Биологический метод удаления

–  –  –

РАСЧЕТНО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

ФИНАНСОВЫЙ МЕНЕДЖМЕНТ, РЕСУРСОЭФФЕКТИВНОСТЬ И

РЕСУРСОСБЕРЕЖЕНИЕ

СОЦИАЛЬНАЯ ОТВЕТСТВЕННОСТЬ

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Список используемых источников

ВВЕДЕНИЕ В нефтегазовой промышленности процесс добычи, сбора и подготовки нефти очень часто сопровождается различными осложнениями. Одним из таких осложнений является образование асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО). Выпадение приводит к снижению добычи нефти, простаиванию скважин, износу оборудования, экономическим потерям .

Борьбу с асфальтосмолопарафиновыми отложениями при добыче нефти ведут в двух направлениях. Во-первых, это профилактика возможности отложений и во-вторых, удаление уже существующих АСПО .

В качестве предупреждения образования асфальтосмолопарафиновых отложений применяются различные химические, физические и механические средства борьбы. Эффективность использования методов борьбы с АСПО в нефтедобывающей промышленности зависит от комплексного подхода к данной проблеме. Для её решения необходимо знать физико-химические процессы и причины, которые вызывают АСПО в различных условиях. Также важно умение спрогнозировать заранее выпадение АСПО, тщательно контролировать и вовремя предотвращать возможное осаждение АСПО при эксплуатации скважин. Особое внимание должно уделяться правильному определению необходимых методов борьбы с АСПО, которые позволяют добиться наибольшей их эффективности в различных промысловых условиях, не забывая про экономическую целесообразность и технологическую доступность .

Целью данной работы является изучение существующих методов борьбы с АСПО, механизмом формирования и факторами, влияющими на их образование, а также увеличение производительности скважин существующими технологическими методами .

Для достижения поставленной цели необходимо решить следующие задачи:

изучить причины и механизм процесса отложения асфальтосмолопарафиновых веществ на поверхностях технологического оборудования;

выявить факторы, влияющие на процесс образования АСПО;

ознакомиться с основными методами борьбы с АСПО;

произвести финансовый расчет двух наиболее используемых методов борьбы с АСПО на М нефтяном месторождении и выявить наиболее эффективный с экономической и технологической точек зрения .

Практическая значимость данной работы обусловлена возможностью совершенствования дальнейшей эксплуатации месторождения в течение всего периода разработки, так как от данного выбора зависят практически все параметры эксплуатации, и чем эффективнее метод, тем менее затратным становится добыча .

Результаты исследования могут быть использованы как в научной деятельности, так и в практической, например, на нефтедобывающих предприятиях .

СОСТАВ И МЕТОДЫ ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ, УДАЛЕНИЯ

АСФАЛЬТОСМОЛОПАРАФИНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ

1.1 Введение в проблему отложений парафинов, смол и асфальтенов Проблема образования АСПО на поверхностях внутрискважинного оборудования и промысловых транспортных коммуникаций при механизированной добыче нефти на всех стадиях разработки месторождений является на сегодняшний день наиболее острой, наиболее емкой в плане материальных затрат. Вред от АСПО приводит к порче нефтедобывающего оборудования, затрудняет и замедляет добычу нефти, загрязняют скважины .

1.2 Состав и свойства асфальтосмолопарафинов

Асфальтосмолопарафиновые отложения (АСПО) похожи на тёмнокоричневую или чёрную твёрдую густую мазеобразную массу высокой вязкости. Они представляют собой сложную углеводородную смесь, состоящую из парафинов (20-70% масс.), асфальтосмолистых веществ (АСВ) (20-40% масс.), силикагелевой смолы, масел, воды и механических примесей .

Парафины – смесь углеводородов, относящиеся к гомологическому ряду метана и имеющие общую формулу СnН2n+2. Парафиновые углеводороды в зависимости от фракционного состава, температур плавления и кристаллической структуры делятся на жидкие (tпл ниже 27°С), твердые (tпл от 28 до 60-70°С) и микрокристаллические – церезины (tплвыше 60-80°С) .

Жидкие парафины представляют собой восновномн-алканысчислом атомов углерода в молекуле от С9доС24,онивыкипают в интервале температур от 180 до360-370°С. Ктвердым парафинам относятся н-алканы с числом атомовуглеродавмолекулеот С20 до С40, выкипающие в пределах300С.Твердыепарафины, получаемые из дистиллятного сырья, целесообразно разделитьна низкоплавкие(tпл28-45°C), среднеплавкие (tпл 45-60°C) ивысокоплавкие(tплвыше60°С). Все три категории твердых парафинов характеризуются крупнокристаллической структурой [1] .

Посуществующей номенклатуретвердыеуглеводороды нефти делят на парафины и церезины.Такоеделениеоснованона различии их кристаллической структуры, химических ифизических свойств.Приодинаковой температуре плавления церезины отличаются от парафиновбольшеймолекулярноймассой,плотностью и вязкостью .

Микрокристаллическиепарафины(церезины) представляют собой твердые углеводороды (рисунок выделенные главнымобразомиз 1), остаточныхпродуктов и кипящие при температурах выше 450°С .

Рисунок 1 – Церезины

Классифицируют нефть по содержанию парафинов (ГОСТ 11851-85) на:

малопарафиновые 1,5% масс.;

парафиновые 1,5-6% масс.;

высокопарафиновые 6% масс .

Смолы представляют собой высокомолекулярные гетероатомные соединения, которые молекулярно диспергированы в нефти. Наиболее характерны заместители в циклах – алкильные, алкенильные, карбонильные, карбоксильные, гидроксильные, сульфидные, меркаптановые и аминогруппы .

Это жидкости или пластические вещества бурого или черного цвета с высокой плотностью и вязкостью, молекулярная масса составляет от 450 до 1500;

температура размягчения в инертной атмосфере 35-90°С. Плотность близка к единице. Растворяются в предельных и ароматических углеводородах. При высоких температурах могут превратиться во «вторичные» асфальтены. На рисунке 3.2 изображены примеры химического строения битуминоидных (I) нейтральных и (II) кислых смол .

Рисунок 2 – Строение смол

Асфальтены – наиболее высокомолекулярные соединения, в стандартных условиях представляют собой порошкообразные вещества черного цвета с молекулярной массой от 1500 до 10000. Чем больше растворенных асфальтенов в пластовой нефти, тем больше вязкость нефти. Являются наиболее тугоплавкой и малорастворимой частью отложений компонентов нефти. Растворяются в ароматических углеводородах, хлороформе и сероуглероде, не растворимы в парафиновых углеводородах, спирте, эфире, ацетоне. Содержаниеасфальтенов в нефтях колеблется от 1 до20%.Элементныйсостав(%): С (80-86) Н (7-9), О2 (2S(0,5-9),N2(до 2); в микроколичествах присутствуют V иNi(суммарноесодержание0,01-0,2%), железо, кальций, магний и др.металлы,входящиевсостав металлокомплексных соединений. В состав молекулы асфальтенов входят фрагменты гетероциклических, ациклических, конденсированных углеводородов, состоящие из 5-8 циклов .

Крупныефрагментымолекулсвязаны между собой мостиками, содержащими метиленовые группыигетероатомы.Наиболеехарактерные заместители в циклах алкилы с небольшимколичествомвуглеродныхатомах и функциональные группы, например, карбонильная, карбоксильная, меркаптановая [1] .

Асфальтенысклоннык ассоциации с образованием надмолекулярных структур, представляющихсобойстопкуплоских молекул (Рисунок 3) .

Рисунок 3 – Строение асфальтенов

Существенную роль в формировании АСПО влияет глубина, где происходят отложения. Результаты исследований показывают, что с увеличением глубины в АСПО увеличивается количество асфальтеносмолистых веществ, а наличие парафинов уменьшается. С уменьшением глубины отложений наблюдается снижение содержания асфальтеносмолистых веществ и асфальто-смоло-парафиновых отложений.

В зависимости от содержания различных групп соединений АСПО делят на три класса:

асфальтеновый (Спарафино-нафтенов/(Сасфальтенов+Ссмол))1;

парафиновый (Спарафино-нафтенов/(Сасфальтенов+Ссмол))1;

смешанный ( Спарафино-нафтенов/(Сасфальтенов+Ссмол))1, где С – концентрация веществ в АСПО в % масс.;

С – концентрация веществ в АСПО в % масс. [1] .

1.3 Механизм формирования отложений

Совокупность процессов, которые приводят к скоплению твердого органического вещества на поверхностях различного оборудования, называют механизмом парафинизации.

Отложения образуются по двум принципам:

происходит «прилипание» уже образованных в потоках твердых соединений или непосредственно на оборудовании возникают и растут кристаллы .

Частицы парафина могут закрепиться на оборудовании при условии, что изначально они застрянут на нем по механическим причинам, так вероятность того, что частицы парафина закрепятся на оборудовании при условии, что скважина действующая, крайне мала .

К процессам, протекающим при транспорте нефти по трубам можно отнести движение нефти по трубе и контакт с холодной поверхностью из металла. Возникающий при этом градиент температур будет направлен перпендикулярно холодной поверхности к центральной части потока .

Температура нефти снижается из-за турбулизации потока, и два процесса протекают при этом параллельно:

выделяются кристаллы n-алканов на охлажденной поверхности;

кристаллизуются n-алканы в объемах нефти .

На практике важно не само явление выделения парафинов, а то, что они откладываются на поверхностях труб и оборудования (направление соответствует направлению теплопередачи). Они могут откладываться при соблюдении некоторых условий: присутствии в составе высокомолекулярных углеводородов (УВ), особенно метанового ряда; понижения температуры до цифры, соответствующей температуре выделения твердой фазы; присутствии подложки с меньшей температурой, на ней будут кристаллизоваться УВ и с ней они так прочно сцепляются, что отрыв АСПО при таком режиме добычи практически исключается .

Исследования в нашем веке показали, что прямая связь отсутствует между процентом содержания парафина в нефти и интенсивностью его выпадения и отложения. Такое отсутствие можно объяснить тем, что парафины имеют существенно разный состав, а если быть точным, то различается соотношение ароматические-нафтеновые-метановые соединения для высоко молекулярной части УВ, которое обычно при стандартных методах исследований нефти не определяют. Но учеными доказано, что как раз-таки эти различия в компонентах твердых УВ именно и предопределяют особенности образования отложений парафина. Чем больше разветвленных структур (ароматические, нафтеновые, а также изо-алканы), тем меньше прочность отложений парафина, так как соединения такого типа имеют увеличенную способность удерживать кристаллами жидкие массы. УВ метанового ряда, наоборот, легко отделяются от раствора с появлением плотной структуры. Из всего этого следует, что кристаллические отложения, имеющие рыхлое или полужидкое состояние, можно сравнительно легко отделить потоком жидкости при эксплуатации скважины, при этом не будет никаких осложнений, ну и обратно, сильные и плотные отложения, которые сформированы в основном nалканами, будут создавать весомые осложнения, для их ликвидации требуется много денег и труда [2] .

1.4 Факторы, влияющие на образование отложений

На образование АСПО оказывают существенное влияние:

нарушение гидродинамического равновесия флюида за счет 1) снижения забойного давления;

обводненность нефти;

2) интенсивное газовыделение;

3) состав углеводородного в каждой фазе смеси;

4) состояние поверхности труб;

5) скоростной режим течения флюида;

6) уменьшение температуры в пласте и стволе скважине .

7) Равновесное состояние системы нарушается, когда давление насыщения нефти газом больше забойного давления, и тогда происходит повышение объема газовой фазы, а жидкая фаза становится неустойчивой, что приводит к выпадению парафинов. Такое состояние может быть нарушено как в скважине, так и в пласте – выпадение возможно, как в скважине, так и в пласте [3] .

Количество и характер отложений не могут быть постоянными из-за того, что все вышеперечисленные факторы изменяются непрерывно от границ к центральной области скважины в призабойной зоне пласта, а в скважине меняются от забоя к устью .

Места, где откладываются отложения, могут находиться на разных глубинах. Обычно это зависит от режима, по которому работает скважина. К условиям, которые способствуют формированию отложений, можно отнести понижение температуры и давления, процесс разгазирования нефти. Как факт, способность нефтей к растворению относительно парафинов понижается вслед за снижением температуры и разгазированием нефти, но большее влияние оказывает именно температура. На интенсивность теплопередачи влияет разница температуры жидкости и породы, окружающей на заданной глубине и теплопроводность кольцевого расстояния между эксплуатационной колонной и подъемными трубами [4] .

Резервуары пунктов сбора на промысле, выкидные линии скважин, подъемные колонны, скважинные насосы являются основными пунктами накопления асфальтосмолопарафиновых отложений, как показывает практика на промыслах добычи нефти. Особенно сильно отложения проявляются на подъемных трубах скважины (на внутренних поверхностях). Зимой, когда разница температур между воздухом и потоком газонефтяной смеси увеличивается, усиливается образование АСПО в выкидной линии .

При увеличении скорости движения потока образование отложений сначала возрастает. Это можно объяснить тем, что турбулентность потока повышается, а значит и увеличивается частота появления и отрыва пузырьков на поверхностях труб (флотируют взвешенные частицы АСПО). Но также наблюдается резкое уменьшение количества отложений на интервалах 0-50 м от устья, так как поток отрывает некоторую часть АСПО от стенки трубы, а также поток на больших скоростях оказывается более стойким к перепаду температур, он меньше охлаждается, и это также уменьшает скорость образования асфальтосмолопарафиновых отложений .

Выделению парафина из нефти в твердое вещество также помогает шероховатость стенки и присутствие твердых примесей в системе .

Также влияние кроме вышеперечисленных факторов могут давать обводненность смеси и значение pH пластовой воды на интенсивность образования парафинов в трубопроводах при транспорте обводненной продукции, но это влияние обычно разное для различных месторождений, оно неоднозначно [5] .

Прогноз профиля образования по составу асфальтосмолопарафиновых веществ производят по нижеприведенной последовательности:

1. Отбор представительных проб асфальтосмолопарафиновых отложений на устье или выкидной линии с применением устьевых катушек .

2. Анализ состава отложений, а именно, определение массового содержания асфальтенов и твердых парафинов с помощью общепринятых стандартных методов .

3. Прогноз профиля отложений по отношению массового содержания асфальтенов к массовому содержанию парафинов;

4. При необходимости подтверждение результатов прогноза посредством снятия профиля отложений при подъемах колонн НКТ для ремонта. Ниже представлен обобщенный профиль (Рисунок 4) .

–  –  –

1.5 Влияние химического состава нефти на отложения асфальтосмолопарафиновых веществ Отложения, сформировавшиеся в различных скважинах, будут отличаться друг от друга в химическом плане. Это зависит от компонентного УВ состава нефти, добываемой на данных скважинах. Существует закономерность, которая работает всегда: содержание асфальтосмолистой и парафиновой частей будет обратно пропорциональными: чем меньше содержание парафина, тем больше асфальто-смолистых компонентов, и это будет в свою очередь определяться в составе нефти. Это объясняется тем, что наблюдается взаимное влияние асфальтенов, смол и парафинов друг на друга в то время, когда они находятся в нефти до образования отложений .

Эксперименты и практические исследования показывают, что до выделения парафинов на поверхностях оборудования скважины его кристаллы преобразовывают свою структуру так, что при соединении между собой они оборудуют решетку по типу широкой ленты. Адгезионные параметры парафина таким образом усиливаются в значительное количество раз, и его «прилипание»

к поверхности становится значительно легче .

Но если в нефти содержится достаточно много асфальтенов (от 4%), начинает сказываться их депрессорное действие. Эти вещества смогут выступать в роли зародышевых центров. Образуется точечная структура в процессе сокристаллизации парафинов с алкильной цепью, и образования такой сплошной решетки не будет. При таких процессах парафиновые молекулы перераспределяются среди всех мелких центров, и тогда парафин выделяется на поверхности с гораздо меньшей интенсивностью .

Смолистые вещества из-за своего строения помогают появлению условий для образования ленточных структур кристаллов парафинов и их сцеплению с поверхностью. Также они являются барьером для воздействия асфальтенов на парафины, происходит нейтрализация. Смолы, подобно асфальтенам, имеют влияние на температуру насыщения нефти парафинами, но влияние происходит противоположно: чем больше смол в нефти, тем больше возрастает температура насыщения (к примеру, если количество смолы увеличится от 12 до 30 процентов, то температура насыщения возрастет с 22 до 43 градусов Цельсия ) .

Существует прямая зависимость между температурой насыщения парафинами и массовой концентрации смолы, а также обратная зависимость от концентрации асфальтеновых частиц .

Так, процессы образования парафинов будут зависеть от соотношения асфальтенов и смол в составе нефти. При повышении параметра асфальтены/смолы температура насыщения нефти пойдет вниз – стабилизация асфальтеновых ассоциатов в нефти будет уменьшаться из-за недостаточности компонентов для стабилизации (смол), и это приводит к понижению температуры насыщения, ассоциаты подавляют процесс кристаллизации парафинов такой нефти, парафины не откладываются, а при маленьких значениях отношения асфальтены/смолы все наоборот, повышается температура насыщения, парафины без препятствий выделяются из нефтей, асфальтеновые молекулы не могут оказывать влияние на образование парафинов. [4] МЕТОДЫ БОРЬБЫ С

АСФАЛЬТОСМОЛОПАРАФИНОВЫМИ ОТЛОЖЕНИЯМИ

–  –  –

Борьба с асфальтосмолопарафиновыми отложениями имеет два направления, каждому из них соответствуют определенные виды работ .

Структура представлена на рисунке 5 .

–  –  –

Первое направление – это предупреждение или замедление образования АСПО. К этим мероприятиям можно отнести гладкие (защитные) покрытия, химические методы (применение модификаторов, депрессаторов, диспергаторов, а также смачивающие вещества), физические методы (воздействие электрическими и электромагнитными полями, ультразвуком, вибрациями). Второе направление – это удаление отложений. Здесь можно рассматривать тепловые методы (реагенты, приводящие к экзотермическим реакциям, индукционный нагрев, электропечи, острый пар, промывание горячей водой или нефтью для передачи тепла), механические методы (скребкицентраторы, а также обычные скребки), химические методы (удалители и растворители) .

На практике давно установлено, что самым эффективным будет предупреждение смолистых и парафиновых веществ, потому что при этом можно достигнуть наиболее устойчивой и безаварийной работы оборудования, понижается стоимость добычи и перекачки нефти .

В нефтедобывающей промышленности наиболее активно используются несколько известных и часто применяемых методов борьбы с отложениями, но разнообразие характеристик разработки и различие свойств добываемой жидкости обязывает подбор индивидуальных подходов или разработки новых средств. [6]

2.2 Предупреждение образования АСПО

Чтобы достичь благоприятной и безаварийной работы нефтепромыслового оборудования без энергетических и экономических затрат применяют профилактические способы .

Предотвращение образования АСПО выбираются в зависимости от свойств нефтяного пласта, режима работы скважины. Из-за разнообразия условий месторождения, необходим сугубо-индивидуальный подход к решению проблемы. Поэтому при решении вопросов по борьбе с отложениями в первую очередь необходимо рассмотреть возможность применения способов предупреждения АСПО .

2.2.1 Технологические методы

Использование защитных покрытий нашло своё применение на многих месторождениях, и этот метод предупреждения действительно является рентабельным. Данную технологию начинают целесообразно использовать на проектной стадии разработки. Многие исследователи занимались изучением внутренней поверхности трубопроводов и сделали вывод, что при гладких поверхностях АСПО не накапливаются, так как легко смывается газожидкостным потоком [7] .

Защитные покрытия являются гидрофильными материалами (полярными), имеющие гладкую поверхность и низкой адгезионной способностью к парафину. Защитные материалы применяют в зависимости от условий и способа эксплуатации скважин, свойств добываемой нефти и твердых углеводородов с помощью специальной установки, на которой оценивается сила адгезии отложения к поверхности испытуемого материала при тангенциальной нагрузке. Прекрасными материалами являются, в которых адгезия которых к парафину составляет при 200С составляет 30-35 кПа (стекло, различные стеклоэмали (Рисунок 6), бакелитовый лак, эпоксидные смолы, бакелитоэпоксидные композиции и др.). [5]

Рисунок 6 – Трубопроводы со стеклоэмалью

При перевозках, спускоподъемных операциях и в скважинах НКТ подвергаются значительным ударным, растягивающим, сжимающим, изгибающим и другим нагрузкам. Стеклянное покрытие ввиду его хрупкости, значительной толщины и отсутствия сцепления с металлом трубы не надежно и разрушается в процессе спускоподъемных операций. Выше описанным условиям работы наиболее соответствуют трубы с эпоксидными и эмалевыми покрытиями. Однако недостаточная термо- и морозостойкость эпоксидных смол явилась сдерживающим фактором их широкого применения. С этих позиций лучшими могут считаться НКТ, футерованные стеклоэмалью. Прочность и адгезия эмали высоки. Сколы в процессе спускоподъемных операций и транспортировки не наблюдаются. Однако высокие затраты на производство таких труб привели к ограничению их распространения и применения [5] .

Теплоизоляционные покрытия (теплоизолированные лифтовые трубы), с коэффициентом теплопроводности 0,01 Вт/(м·0К) и менее. Теплоизоляция труб колоссально уменьшает потери тепла, поддерживает температуру потока выше температуры кристаллизации парафинов (Рисунок 7) .

–  –  –

2.2.2 Физические методы Этот метод основан на глубоком понимании структуры, свойств, механизмов образования асфальтосмолопарафинов. На процесс выпадения влияют множество физических полей: тепловые, магнитные, акустические, электромагнитные, электрические. Однако, наличие физических полей оказывает и обратное влияние на процесс АСПО. Магнитные и электрические поля разнообразно влияют на адсорбцию парафина. Так, например, при положительном заряде электрического заряда снижается количество парафина, а при отрицательном наоборот. А вот магнитное поле всегда снижает количество парафина .

В 60-х годах прошлого столетия начали широко использоваться устройства, создающие магнитные поля (постоянные магниты и гидравлические устройства). Их можно отнести к наиболее перспективным методам, т.к .

благодаря этому методу сокращаются затраты на электроэнергию и привлечение дополнительных работников [5] .

Механизм действия магнитного поля на асфальтосмолопарафины заключается в изменении структуры кристаллов, делая их не способными на образование прочной корки на поверхности металла, потому что сцепляемость уменьшается, структура парафина становится мягкой и рыхлой, тем самым АСПО выносится газонефтяным потоком .

Существует интересная особенность воздействия магнитного поля на асфальтосмолопарафиновые отложения. С увеличением воды в нефти и содержанием хлористых солей увеличивается эффект омагничивания .

Флюид содержит в своем составе примеси железа 10-100 г/т. Эти примеси конструированы в форме агрегатов ферромагнитных микрокристаллов. Когда нефтяной поток проходит через магнитное поле происходит разрушение этих микрокристаллов на очень маленькие частицы длиной 0,3-0,5 мкм, диаметром 0,03-0,07 мкм и массой 10-14 г. Это значит, что с помощью магнитных устройств кристаллы осаждаются в виде тонкодисперсной, объемной взвеси – увеличение числа центров кристаллизации (мицеллообразование) парафинов. Плюс ко всему, магнитная обработка влияет на температуру застывания парафинов, она незначительно увеличивает ее на 4-6 0С [7] .

Метод предупреждения отложений с помощью вибраций заключается в создании колебаний стенок трубопровода. Принцип действия тот же, вибрация не позволяет парафину плотно сцепиться с поверхностью металла, что он в свою очередь уноситься потоком .

Таким образом, результаты применения этой технологии подтвердили положительную действенность, высокоэффективность борьбы с АСПО, так что можно спокойно оснащивать приборы на выкидных линиях и в скважинах. [5] 2.2.3 Химические методы Химический метод является одним из самых выгодных и перспективных методов борьбы с парафинизацией трубопроводов и скважин, у этого метода высокая эффективность, проведение работ не имеет сложной технологии, эффект от проведения работ имеет длительный характер [6] .

Химические методы основываются на дозации в продукцию скважин хим .

соединений, либо уменьшающих, либо совсем предотвращающих образование АСПО. Принцип действия ингибитора парафиновых отложений основывается на адсорбционных процессах, которые происходят на границах разделов фаз нефть-труба и нефть-дисперсная фаза .

В наше время ингибиторы отложений делят на группы по ожидаемому механизму действия .

Ингибиторы смачивающего действия содержат поверхностноактивные вещества адгезионного характера: полиакриламид, силикаты, высокомолекулярные амфолиты, водорастворимые высокомолекулярные органические амины, фосфаты, сульфаты и т.д. К реагентам таких ингибиторов относятся: СПА, Е 2846, Hol E 2846, РБИ-1, РБИ-2, ИКБ-2 и др. Что касается механизма действия ингибитора, то он, как мы говорили, носит адгезионный характер. Он смачивает внутреннюю поверхность оборудования, делая ее гидрофильной, образуется полярный слой, который приводит к уменьшению отложений .

Применять ингибиторы рекомендуется в растворах керосина, дизельного топлива 60-80%. Закачка в скважину должна производиться в течении длительного времени, чтобы успела образоваться гидрофильная пленка, но перед этим необходимо остановить скважину, очистить стенки труб от парафиновых отложений [3] .

Депрессаторы – широко-применяемый традиционный метод замедления образования асфальтосмол-парафиновых отложений. Это поверхностноактивные вещества (полиолефины, сложные эфиры, высокомолекулярные кетоны, спирты, соли металлов, силикатносульфанольные растворы) с высокомолекулярной массой 5000-6000. Принцип действия основан на смешение нефти с депрессаторами (депрессорами), которые не уменьшают содержание твердых компонентов нефти, а изменяют их поверхностные свойства, замедляется процесс кристаллизации твердых фаз, уменьшается прочность и температуру застывания парафинов. Молекулы депрессоров адсорбируются на поверхностях кристаллов парафинов, тем самым осложняют их агрегацию, т.е. они мешают формировать прочную кристаллическую решетку. Наиболее популярными и эффективными депрессорами являются Visco-5351, ТюмНИИ-77М, ИПХ-9, Дорад-1А, Азолят-7 [3] .

Вещества образовывающие тонкодисперсную систему называют диспергаторами. При создании такой системы, потоку нефти легче уносить кристаллы парафинов со стенок труб. Они повышают теплопроводность нефти и, следовательно, замедляют процесс кристаллизации парафина. Это химические реагенты, в состав которых входят соли металлов, силикатносульфанольные растворы, сульфатированные щелочные лигнии. Применение реагентов используют совместно для борьбы с нефтяными эмульсиями, коррозией и солеотложениями промыслового оборудования [3] .

Весьма большой набор химических соединений разной химической природы имеет ингибирующие свойства. Но несмотря на все это большое разнообразие можно отделить три общих признака .

1) Все ингибиторы (и присадки неполимерного типа в том числе) обладают большой молекулярной массой (от 500 до 10000), это в несколько раз больше, чем масса самых тяжелых n-алканов и нефтей, которые обуславливают низкотемпературные свойства .

2) Сочетание полиметиленовых цепей с полярными группами – так можно описать макромолекулу присадок .

3) Полидисперсность по молекулярной массе и составу всех веществ, даже неполимерного типа. То есть присадки не индивидуальное вещество, а смесь молекул разного состава и массы [8] .

В настоящее время в нефтедобывающей отрасли становится популярной идея о создании присадки комплексного действия, что можно достигнуть за счет образования композиций присадок, имеющих разные сферы действия. Так, при использовании реагентов для борьбы с АСПО очень часто совмещают с процессами разрушений устойчивых нефтяных эмульсий, защитой от коррозии оборудования нефтепромыслов, защитой от солеотложений, а также формируют оптимальные структуры потока .

Растворители и удалители асфальтосмолопарафиновых отложений .

Прогнозируемых рекомендаций для применения отдельных составов для удалений тех или иных типов АСПО и универсальных удалителей нет, несмотря на большое количество публикаций в России и за рубежом по химическим методам удаления парафина с нефтепромыслового оборудования и ПЗС (призабойной зоны скважины). Это можно объяснить тем, что состав АСПО по месторождениям очень различен, также эти отложения изменяются как во время движения нефти, так и в разработке месторождения, еще сказывается отсутствие каких-либо теоретических разработок о взаимодействии твердых УВ и реагентов [9] .

Как правило, в настоящее время на промыслах поиск удалителей и растворителей отложений проводят опытным путем. Составы, которые предлагают эксперты, можно подобрать лишь учитывая наличие сырья в районе добычи нефти, причем выделяют общий эффект от реакции отложения, не рассматривая механизм действия. Неудивительно, что эти составы успешно делают свою работу на отдельных месторождениях и только на отдельных технологических участках .

Если рассматривать варианты удалителей и растворителей отложений, описанные в зарубежной и российской литературе, то все составы делятся на несколько групп:

органические растворители, действующие индивидуально;

растворители разных классов органических соединений, которые имеют природных характер;

смесь разных классов или одного органических соединений, которые принадлежат производствам нефтехимии и нефтепереработки;

органические смеси, в которые добавлены ПАВ;

удалители на водной основе;

многокомпонентные смеси .

Последний тип можно рассматривать как моющие смеси, потому что они в большей степени не растворяют составляющие АСПО, а диспергируют и отмывают. Моющие вещества, в большинстве своем, имеют в составе спирты, щелочи, электролиты, оксиалкилированные продукты, кислоты и др. Много составов имеет ряд преимуществ перед органическими удалителями. Они более технологичны, менее пожаро- и взрывоопасны, способствуют созданию гидрофилизирующих пленок на твердых поверхностях [10]

2.3 Методы удаления асфальтосмолопарафиновых отложений

Методы удаления предполагают очистку уже образовавшихся АСПО на насосно-компрессорных трубах. Для этой цели разработана целая гамма различных технологических способов по ее ликвидации. Чтобы подобрать эффективный способ борьбы, следует подробно изучить состав, структуру, свойства отложений, при этом не должны забывать о технологической и экономической выгоде.

В настоящее время различают следующие методы:

тепловые, химические, механические, биологические [11] .

2.3.1 Тепловой метод удаления

Эти методы относятся к физическим методам. Однако традиционно их выделяют в самостоятельную группу – тепловые(термические) методы. Они основаны на способности парафина плавиться при температуре выше 50°С .

Удаление АСПО из труб в процессе проведения тепловой обработки осуществляется за счет снижения сил сцепления отложений на поверхности контакта с металлической трубой, отделения массы АСПО и последующий вынос её с потоком прокачиваемой горячей жидкости, плюс ко всему, происходит расплавление и последующее растворения массы АСПО в потоке горячей нефти при повышении температуры. Для создания необходимой температуры требуется специальный источник тепла, который можно помещать непосредственно в зону отложений или на устье скважины, где он будет вырабатывать теплосодержащий агент .

В настоящее время используют технологии с применением:

горячей нефти, пара или воды в качестве теплоносителя;

электропечей наземного и скважинного оборудования;

индукционных электродепарафинизаторов;

реагентов, при взаимодействии которых протекают экзотермические реакции;

применение кабельных систем электропрогрева .

Наиболее распространенной технологией удаления АСПО является закачка горячей нефти. При этом кроме расплавления АСПО происходит растворение их в нефти .

Преимущества технологии:

– простота реализации технологии;

– минимизация затрат на закупку химических реагентов .

– Недостатки технологии:

– зависимость качества обработки от температуры нефти;

– достаточные расходы на проведение обработок;

– – пожароопасность [4] .

Сущность технологии заключается в нагреве нефти специальном агрегате для депарафинизации скважин (АДПМ) и закачке разогретой нефти в скважину .

При этом разогретая нефть может закачиваться как непосредственно в НКТ, так в затрубное пространство. Наиболее предпочтительным методом является закачка горячей нефти в затруб .

Обвязка наземного оборудования производится по следующей схеме, представленной на рисунках 8 и 9 .

–  –  –

Существуют различные варианты сочетания обработки скважин теплоносителями с добавками различных химических реагентов повышающих моющую способность теплоносителей и снижающих, тем самым, их расход и необходимую температуру нагрева. Сочетание магнитной обработки теплоносителя с тепловой обработкой скважины этим теплоносителем тоже дает определенный эффект, однако, в целом, тепловая обработка теплоносителем является устаревшим, дорогостоящим и малоэффективным методом борьбы с АСПО [5] .

Одним из видов тепловой обработки скважин является использование электрических нагревательных кабельных линий. Принцип их действия относительно прост: к кустам подводится высоковольтная линия, к которой через понижающий трансформатор, подключается кабель с реактивным сопротивлением. Этот кабель спускается в скважину и за счет преобразования электрической энергии в тепловую, поддерживает температуру насоснокомпрессорной трубы на уровне 80°С, для предотвращения отложений АСПО (Рисунок 10) .

Рисунок 10 – Установка для спуска нагревательного кабеля и депарафинизации Данный способ обеспечивает 100% предотвращение образования АСПО в скважине, но вместе с тем он очень дорог. Если нефтедобывающее предприятие приобретает электроэнергию у сторонних поставщиков по рыночным ценам, то затраты на реализацию данной схемы предотвращения АСПО, практически сведут на нет рентабельность нефтедобычи. Однако, при наличии избытка собственных генерирующих мощностей, газотурбинных установок, работающих на добываемом попутном газе, реализация данной схемы представляется наиболее оптимальным решением .

Тепловым методом обработки является и закачка водяного пара, вместо воды под высоким давлением через систему ППД (рисунок 11). Благодаря повышенной температуре (около 3000С) пар разогревает нефть и обеспечивает приток в призабойную зону подогретой нефти, благодаря этому уровень различных отложений, в том числе и АСПО, значительно снижается .

Однако данный способ чрезвычайно энергозатратен и поэтому может быть реализован лишь в отдельных случаях [5] .

Рисунок 11 – Схема вытеснения и прогрева нефти водяным паром

Наиболее современным способом тепловой обработки скважин и трубопроводов является их прогрев СВЧ излучением. Такие методики относительно недавно применяются и демонстрируют хорошую эффективность. При этом, они сохраняют многие недостатки, характерные для большинства методов тепловой обработки: требуется остановка оборудования, высоки энергозатраты и капитальные затраты на приобретение оборудования [5] .

2.3.2 Механический способ удаления

Избавиться от образовавшихся отложений можно механическим методом. Данный способ удаления основан на механическом соскабливании со стенок труб АСПО различными скребками и выносе его потоком поднимаемого флюида .

В зависимости от конструкции скребков они срезают парафиновую массу или при движении вверх, или при движении вниз и верх, или при движении вверх и при повороте вокруг оси трубы. Различают скребки непрерывного и периодического действия в зависимости от того, как запроектирован процесс депарафинизации подъемных труб (непрерывный или периодический) [11] .

Современные конструкции скребков достаточно эффективны для удаления АСПО, однако, их применение чаще всего, требует остановки технологического оборудования. Кроме этого, применение данных устройств невозможно на скважинах, оборудованных штанго-глубинными насосами (ШГН), а в трубопроводах, возможно только на отдельных прямых участках, оборудованных загрузочными и разгрузочными камерами, байпасными линиями и постоянным диаметром трубы. Применение же их в другом технологическом оборудовании невозможно. Очевидно, что использование скребков - наименее затратный способ очистки скважин и трубопроводов, но область применения его достаточно ограничена, кроме этого, частая остановка технологического оборудования для ремонта (очистки), также снижает рентабельность нефтедобычи .

Очистка труб и технологического оборудования вручную тоже является одним из разновидностей методов механической очистки, но в современных условиях, чаще всего, он применяется при ремонте сложного технологического оборудования (сепараторы, отстойники, электродегидраторы, резервуары) [11] .

2.3.3 Биологический метод удаления

Современная экологически чистая технология основана на использовании микробной ассоциации углеводородоокисляющих бактерий (как аэробные, так и анаэробные), активно трансформирующей АСПО, отлагающегося внутри насосно-компрессорных труб (НКТ) и призабойной зоне пласта. Способ заключается в подаче в скважину или призабойную зону пласта биоценоза углеводород окисляющих бактерий в стимулирующей их рост среде .

Предусмотрена выдержка данного раствора в месте обработки в течение 5-7 суток. Способ применяется и для высокотемпературных скважин, оборудованных скважинным насосом, но в этом случае осуществляется предварительное замещение скважинной жидкости на поверхностноактивную жидкость до уровня приема насоса с последующим ее кругооборотом в системе «скважина – наземное оборудование» до установления оптимальной для жизнедеятельности углеводородоокисляющих микроорганизмов температуры [1] .

В результате обработки в короткий срок бактерии вырабатывают биоПАВы, что способствует интенсивному отмыву от АСПО рабочих поверхностей оборудования. Реализация технологии не требует специальных подготовительных работ. Цикл обработки занимает примерно неделю и включает в закачку биомассы микроорганизмов и биогенов в циркуляцию. В результате жизнедеятельности анаэробные бактерии переводят длинноцепочечные молекулы твердых парафинов в жидкое состояние .

Микроорганизмы при окислении углеводородов используют углерод как источник питания и как энергетический материал. В результате жизнедеятельности микроорганизмов образуются органическая и жирные кислоты (монокарбоновая, уксусная, муравьиная и др.). Жирные кислоты обладают поверхностно-активными свойствами и способствуют отмыванию АСПО со стенок НКТ. Промежуточными продуктами окисления углеводорода являются альдегиды, спирты, перекисные соединения. Такие продукты жизнедеятельности как биоПАВ, биополимеры, а также слизистые капсулы, которые обволакивают микробы, способствуют замедлению отложения кристаллов АСПО на стенках НКТ .

Таким образом, в результате жизнедеятельности углеводородоокисляющих микроорганизмов образуются вещества, обладающие комплексными разрушающими, отмывающими, ингибирующими АСПО свойствами. Технологический эффект при использовании данной технологии проявляется в виде увеличения межочистного периода и облегчении проведения ремонта скважин. В среднем после обработки скважина не нуждается в дополнительных промывках шесть месяцев, но в зависимости от условий частота обработок может изменятся от четырех до двенадцати месяцев [12] .

2.4 Методы борьбы с асфальтосмолопарафиновыми отложениями, реализованные на М нефтяном месторождении На М нефтяном месторождении Томской области нашли широкое применение два метода борьбы с асфальтосмолопарафиновыми отложениями:

химический и механический .

К механическому методу относят скребкование. Данная работа выполняется непосредственно операторами проекта, без привлечения подрядных организаций. Данный способ очистки скважины от отложений весьма прост: в скважину через лубрикатор подается скребок, его спускают вглубь НКТ, при этом он проходит по стенкам скважины и отделяет парафин от стенок. Затем отделенные АСПО с потоком флюида выходят на поверхность. Очень важно не забывать, перед процессом скребкования проверять наличие напора в арматуре, так как при отсутствии напора отделенные АСПО будут «забивать» НКТ. Этот метод эффективен для очистки скважин, но он не способствует предотвращению образования АСПО, поэтому межремонтный период составляет около 3 дней .

На рассматриваемом месторождении применяется полуавтоматическая установка депарафинизации скважин (ПАДУС) (рисунок 12) .

Рисунок 12 – Полуавтоматическая установка депарафинизации скважин

Основные технические характеристика установки:

1. Диаметр очищаемых лифтовых труб – 60,73,89 мм .

2. Максимальная рабочая глубина очистки – 2000 м .

3. Тип рабочей проволоки – катанка оцинкованная .

По ГОСТ 7372-79 с расчетным пределом прочности .

4. Диаметр рабочей проволоки – 2.2 .

5. Число скребков – 1 .

6. Вес стального груза – 10 .

7. Режим работы установки: полуавтоматический, ручной .

8. Установка имеет ручной привод аварийного назначения

9. Лебедка имеет предохранительное устройство аварийного назначения для предотвращения обрыва проволоки .

10. Усилие срабатывания предохранительного устройства – 100 кг .

11. Лебедка имеет устройство для предотвращения выматывания проволоки с барабана .

12. Электродвигатель 2518015 N=1.1 кВт .

N=1450 об/мин .

13. Редуктор 5МЧ 80, №2827, передаточное число 1:50 .

14. Питание установки ПАДУС-2 – от сети переменного тока, напряжение 380 В .

15. Масса лебедки без проволоки – 200 кг .

16. Масса установки в сборе без проволоки – 315 кг .

17. Габаритные размеры лебедки – 1040*520*700 мм .

К химическому методу относят закачку ингибитора в затрубное пространство скважины. Эту операцию так же выполняет оператор. В ходе исследований, проведенных в исследовательских центрах-партнерах ООО «Норд Империал» был выбран ингибитор «СОНПАР 5403Б». Закачка данного ингибитора может быть осуществлена двумя способами: периодическим и постоянным. Периодический способ заключается в том, что по мере необходимости очистки приезжает бригада и закачивает большой объем ингибитора в скважину. Производитель гарантирует защиту от АСПО при данном методе в течение 15 дней.

Применение технологии периодической закачки реагента в скважину с последующей циркуляцией с помощью агрегатов химической обработки включает в себя проведение следующих работ:

1) Выполнение расстановки спецтехники, согласно технике безопасности .

2) Произвести замеры необходимых параметров перед началом обработки скважины (дебит жидкости, рабочие давления, токи, динамический уровень), составить акт по результатам замеров .

Произвести монтаж нагнетательной линии к затрубной задвижке 3) сквжины (при необходимости циркуляционной обработки: от буферной задвижки к мернику агрегата ЦА-320) .

Опрессовать линию на 1,5 кратное ожидаемое рабочее давление .

4) Открыть затрубную задвижку, закачать в затрубное пространство 5) скважины при помощи ЦА-320 расчетный объем реагента. Закачку производить на минимальной скорости агрегата, не допускать роста давления в затрубном пространстве более давления опрессовки .

При необходимости циркуляционной обработки после окончания 6) закачивания реагента в затрубное пространство скважины открыть буферную задвижку. Произвести прокачку скважинной жидкости из НКТ через мерник агрегата в затрубное пространство скважины в течение 0,5-1 часа .

После окончания работ убрать рабочее место, утилизировать остатки 7) хим. реагентов, установить штуцер, обратный клапан, запустить скважину в работу. Составить акт .

Произвести замеры необходимых параметров после обработки 8) скважины (Дебит жидкости, рабочие давления, токи, динамический уровень) Составить акт о выполненных работах [13] .

Постоянный способ – это дозированная закачка определенного количества ингибитора с помощью устьевого блока дозирования химического реагента (УБДР) .

Период и объем закачки определяется технологическими условиями .

Реагент при помощи дозировочного насоса через распределительную головку подается в затрубное пространство скважины. Обвязка дозирующего устройства для подачи реагента в затрубное пространство скважины представлена на рисунке 13 .

Рисунок 13 – Обвязка дозирующего устройства для подачи реагента в затрубное пространство скважины Заправка дозаторов должна производиться заблаговременно – до окончания реагента в емкости дозатора. Не допускается простой дозатора по причине отсутствия реагента .

Заправка осуществляется с обязательным использованием заправочного стакана – фильтра грубой очистки .

Не допускается заправка растворителя при нахождении в емкости растворителя иного типа – возможна химическая реакция и ухудшение свойств реагентов .

Заправка автоцистерны на базе хранения хим. реагента должна осуществляться только в чистую емкость, не допускается смешивание различных марок реагентов и прочих перевозимых жидкостей (сред) .

При остановке скважины на текущий и капитальный ремонт скважины дозатор остановить, нагнетательную линию от дозирующего устройства демонтировать. Закачку возобновить в кратчайшие сроки после запуска скважины и начать с ударной дозы реагента .

Реагент «СОНПАР 5403Б» выбран не случайно. Компанией ООО «Норд Империал» было затрачено много ресурсов для достижения такой эффективности. Были проведены исследования в собственных лабораториях и НИПИ .

На данный момент закачка реагента с помощью УДР составляет примерно 700 г/т (при остановке и последующем запуске скважины используют ударную дозировку). При длительных остановках возможна обработка периодическим методом закачки для более интенсивного воздействия .

РАСЧЕТНО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

Информация данного раздела скрыта (стр. 44-59), так как относится к категории коммерческой тайны .

ЗАДАНИЕ ДЛЯ РАЗДЕЛА

«ФИНАНСОВЫЙ МЕНЕДЖМЕНТ, РЕСУРСОЭФФЕКТИВНОСТЬ И

РЕСУРСОСБЕРЕЖЕНИЕ»

–  –  –

Исходные данные к разделу «Финансовый менеджмент, ресурсоэффективность и ресурсосбережение»:

1. Стоимость ресурсов научного исследования (НИ): Количество проводимых операций;

материально-технических, энергетических, финансовых, Сложность проводимых операций информационных и человеческих

–  –  –

3. Используемая система налогообложения, ставки налогов, Амортизация, НДС, заработная плата .

отчислений, дисконтирования и кредитования

Перечень вопросов, подлежащих исследованию, проектированию и разработке:

1. Оценка коммерческого потенциала, перспективности и Проведение расчетов эффективности проведения альтернатив проведения НИ с позиции скребкования и ингибирования на месторождении ресурсоэффективности и ресурсосбережения

–  –  –

3. Определение ресурсной (ресурсосберегающей), Выявлено, что ингибирование более эффективно во финансовой, бюджетной, социальной и экономической всех отношениях .

эффективности исследования Дата выдачи задания для раздела по линейному графику

–  –  –

ФИНАНСОВЫЙ МЕНЕДЖМЕНТ,

РЕСУРСОЭФФЕКТИВНОСТЬ И РЕСУРСОСБЕРЕЖЕНИЕ

В данном разделе рассчитана экономическая эффективность борьбы с АСПО на М месторождении двумя методами: применение скребков и закачка ингибиторов АСПО. Также будут выявлены достоинства и недостатки каждого метода для данного месторождения .

Информация раздела скрыта (стр. 62-64), так как относится к категории коммерческой тайны .

ЗАДАНИЕ ДЛЯ РАЗДЕЛА

«СОЦИАЛЬНАЯ ОТВЕТСТВЕННОСТЬ»

–  –  –

СОЦИАЛЬНАЯ ОТВЕТСТВЕННОСТЬ

Введение Данный раздел дипломной работы посвящен созданию оптимальных норм мероприятий для обеспечения благоприятных, безопасных условий труда и повышения его производительности, а также будет уделено особое внимание охране окружающей среды. Обеспечение безопасности жизни и здоровья работников во время трудовой деятельности, требует постоянного улучшения и соблюдения условий охраны труда. Любой вид деятельности человека связан с определенными факторами, направленных на усугубление и ухудшения здоровья. Проанализировав возможные чрезвычайные ситуации, которые могут возникнуть на месторождении при добыче нефти, будут рассмотрены комплексные методы их предупреждения и ликвидации .

Объектом исследования данной работы является М нефтяное месторождение, где производятся различные технологические операции по извлечению нефти .

Информация раздела скрыта (стр. 67-81), так как относится к категории коммерческой тайны .

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В данной работе рассмотрены свойства и состав пластовых флюидов, приведены данные по механизму появления асфальтосмолопарафиновых отложений, по их химическому составу и влиянию состава нефти на отложение АСПВ, Рассмотрены причины появления АСПО, а также проведено комплексное изучение методов борьбы с отложениями как в целом, так и на примере методов, используемым на М нефтяном месторождении Томской области .

Дано экономическое обоснование методов, применяемых на М нефтяном месторождении, а также подробно изучен аспект социальной ответственности при выполнении работ, связанных с борьбой с асфальтосмолопарафиновыми отложениями .

В данном разделе проведен анализ и систематизация вредных и опасных факторов, влияющих на состояние работников нефтегазодобывающего предприятия и окружающей среды, предложены средства индивидуальной и коллективной защиты, профилактические мероприятия, правила безопасности .

Рассмотрен перечень чрезвычайных ситуаций, возможных на производстве, дана их подробная классификация (техногенные, природные, экологические, биологические, экологические, социальные) .

На основе промысловых данных произведены расчет в программе MS Excel. Определена зона скопления АСПО при диаметре равном 0,06 м, массовом дебите 0,58 кг/с. Выявлено, что место выпадения АСПО варьируется от 1100 до 0 м (устье скважины). Также в расчетах наглядно представлено, что при увеличении диаметра насосно-компрессорных труб увеличивается глубина залегания АСПО, что приводит к существенным экономическим потерям .

Исследована зависимость глубины залегания отложений от дебита скважинной продукции: с увеличением дебита количество АСПО снижается .

Парафинобезопасным дебитом для изученной скважины на М нефтяном месторождении является дебит, равный 0,75 кг/с .

Список используемых источников Нелюбов Д.В., Диссертация на соискание учёной степени кандидата 1 .

технических наук. - Тюмень, ТюмГУ, 2014. - 153 с .

Сорокин С.А., Хавкин С.А. Особенности физико-химического механизма 2 .

образования АСПО в скважинах // Бурение и нефть. 2007. №10. С. 30-31 .

Булатов А.В., Кусов Г.В., Савенюк. Асфальто-смоло-парафиновые 3 .

отложения и гидратообразования: предупреждение и удаление. – Краснодар:

ООО «Издательский Дом – Юг». Т.1. – 2011. – 348 с. Ибрагимов Н.Г. и др .

Осложнения в нефтедобыче. Уфа, 2003. 302 с .

Персиянцев М.Н. Добыча нефти в осложненных условиях. М.: ООО 4 .

"Недра-Бизнесцентр", 2000. 653 с .

Ибрагимов Г.З., Сорокин В.А., Хисамутдинов Н.И. Химические реагенты 5 .

для добычи нефти: Справочник. М.: Недра, 1986. 240 с Ибрагимов Н.Г., Хафизов А.Р., Шайдаков В.В. Осложнения в 6 .

нефтедобыче. – Уфа: ООО Издательство научно-технической литературы «Монография», 2003. – 302с .

Сорокин А.В., Табакаева А.В. Влияние газосодержания нефти на 7 .

формирование АСПО в подъемнике скважины // Бурение и нефть. 2009. №2. С .

25-26 .

Марьин В.И., Акчурин В.А., Демахин А.Г. Химические методы удаления 8 .

и предотвращения образования АСПО при добыче нефти: аналитический обзор .

Саратов: Изд-во ГосУНЦ «Колледж», 2001. 156 с .

Рагулин В.В., Смолянец Е.Ф., Михайлов А.Г., Латыпов О.А., Рагулина И.Р .

9 .

Исследование свойств асфальтосмолопарафиновых отложений и разработка мероприятий по их удалению из нефтепромысловых коллекторов // Нефтепромысловое дело. 2001. №5. С. 33-36 с .

Булатов А.В., Кусов Г.В., Савенюк. Асфальто-смоло-парафиновые 10 .

отложения и гидратообразования: предупреждение и удаление. – Краснодар:

ООО «Издательский Дом – Юг». Т.2. – 2011. – 348 с .

ГОСТ 12.1 .

007-76 «Вредные вещества»

11 .

Инструкция по применению СОНПАР 5403Б 12 .

Безопасность жизнедеятельности: Учебник. 13-е издание., испр./ Под ред .

13 .

О.Н. Русака. – СПб.: Издательство «Лань», 2010. – 672 с.:

Безопасность жизнедеятельности и защита окружающей среды 14 .

(техносферная безопасность): учебник для академического бакалавриата/ С.В .

Белов. – 5-е изд., перераб., М.: Издательство Юрайт; ИД Юрайт, 2016. – 702 с. – Серия: Бакалавр. Академический курс СНиП II-12-77 «Защита от шума»

15 .

СП 4156-86 «Санитарные правила для нефтяной промышленности»

16 .

ГОСТ 12.0 .

012-90 ССБТ «Вибрационная безопасность. Общие 17 .

требования»

МР 2.2.7.2129-06 "Режимы труда и отдыха работающих в холодное время 18 .

на открытой территории или в не отапливаемых помещениях" СНиП 21-01-97. Пожарная безопасность зданий и сооружений. М.: Гострой 19 .

России, 1997. -с. 12 .

ГОСТ Р 22.0 .

01-94. Безопасность в чрезвычайных ситуациях. Основные 20 .

положения [Текст]. - введ. 01.01.1995.- М.: Издательство стандартов, 1994. – 11 с.16

Правила по охране труда при эксплуатации электроустановок:

21 .

Приказ Минтруда России от 24.07.2013 N 328н, Зарегистрировано в 22 .

Минюсте России 12.12.2013 N 30593) // Электронная библиотека документов. – 2013. – 57 с .

СНиП 23-05-95. Естественное и искусственное освещение 23 .

Техническое состояние разработки Арчинского месторождения (ТСР) 425 24.



Похожие работы:

«206 УДК 330.34; 622.276 ОЦЕНКА СТОИМОСТИ И ЭФФЕКТИВНОСТИ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ СОБСТВЕННОГО КАПИТАЛА НЕФТЯНЫХ КОМПАНИЙ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ESTIMATION OF COST AND EFFICIENCY OF USE OF EQUITY OF THE OIL COMPANIES OF THE RUSSIAN FEDERATION Гайфуллина М. М., Низамова Г. З. Уфимский государственный нефтяной технический уни...»

«30/09/2017 Форум ЕЭК ООН по статистике, связанной с изменением климата, 3-5 октября 2017 г. Рикардо Фернандез | Смягчение последствий изменения климата и энергия | Европейское Агентство по защите окружающей среды (ЕАОС) Что национальны...»

«Министерство образования и науки Российской Федерации федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ" Школа Информационных технологий и робототехники...»

«АМАНКЕШУЛЫ ДАСТАН МОДЕЛЬ И АЛГОРИТМЫ ПОДДЕРЖКИ АДАПТИВНОГО УПРАВЛЕНИЯ ПОДГОТОВКОЙ МАГИСТРОВ В ОБРАЗОВАТЕЛЬНЫХ УЧРЕЖДЕНИЯХ ПОЖАРНО-ТЕХНИЧЕСКОГО ПРОФИЛЯ Специальность: 05.13.10 – "Управление в социальных и экономических системах" (технические науки) АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук...»

«Секция 2: Инновационные технологии получения и обработки материалов в машиностроении 2. B. Song, S. Dong, B. Zhang, et al., Effects of processing parameters on microstructure and mechanical property of selective laser melted Ti6Al4V[J], Mater. Des. 35 (2012) 120–125.3. D. Dai, D. Gu, Thermal behavior and...»

«СЧИТЫВАТЕЛИ "КОДОС RD-1030", "КОДОС RD-1030 УЛ" Руководство по эксплуатации Считыватель "КОДОС RD-1030", "КОДОС RD-1030 УЛ" СОДЕРЖАНИЕ 1 Назначение 2 Комплектность 3 Технические характеристики 4 Подключение и монтаж считывателя 4.1 Общие рекомендации 4.2 Подключение 4.3 Установка и крепление считывателя 4.4 Рекомендуемый порядок...»

«Институт механики Национальной академии наук Армении Саакян Арег Аветикович Влияние граничных условий на изгиб и устойчивость прямоугольных пластин ДИССЕРТАЦИЯ на соискание ученой степени кандидата физико-математических наук по специальности 01...»







 
2019 www.librus.dobrota.biz - «Бесплатная электронная библиотека - собрание публикаций»

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.