в контрольном фонде 3 скв.

водозаборных - 7 скв.

плановые показатели определены до2005 г. включительно;

максимальный годовой объем бурения ( кат. С₁+С₂ ) - 176 тыс.м;

способ эксплуатаций скважин- механизированный с начала разработки ( ЭЦН, ШГН );

в качестве агента нагнетания предлагалось использование сеноманской воды.

Результаты эксплуатации скважин в первый же год разработки площади и опыт по соседней Асомкинской площади привели к выводу о необходимости усовершенствования принятой системы разработки, что было сделано в дополнительной записке (1990г.). Работа выполнялась по заданию Юганскнефть.

Учитывая плохие коллекторские свойства пласта и полученные низкие дебиты добывающих скважин, в отчете рекомендуется переход из сетки 500x500 м (25 га / скв.) к более плотной 450x450 м ( 20 га/скв.). От площадного заводнения к блоковой рядной системе воздействия, с определением местоположения добывающих скважин внутренних рядов с конструкцией нагнетательных для организаций в последующий период блочно-замкнутого заводнения. Реализация проектных предложений позволило улучшить ситуацию с размещением объемов бурения в НГДУ Юганскнефть.

На балансе ВГФ на 1.01.90 г. числились запасы, оперативно определенные тематической партией подсчета запасов ПО Юганскнефтегаз, в количестве 30155 тыс.т балансовых и 9950 тыс.т извлекаемых, в т.ч. по категориям:

- категория С₁ - балансовых 15483 тыс.т, извлекаемых 5109 тыс.т;

- категория С₂- балансовых 14672 тыс.т, извлекаемых 4841 тыс.т.

При подсчете запасов в составе категорий С₂ был выделен участок в районе скважины 41Р, запасы по которому достоверно не подтверждены и участок условно назван “зависимым “.

Проектные показатели рассчитывались до 2000 г. включительно. Основные проектные решения по разработке Средне-Асомкинской площади. Сравнение проектных показателей, взятых из “Дополнительной записки “, с фактическими приводятся в таблице 3.6 и 3.7, из которой видно что все фактические основные технологические показатели разработки пласта ЮС₁ ниже проектных. Основной причиной тому, как и в предыдущем случае явилось существенное отставание такого показателя, как фонд действующих скважин. В этом отношений ситуация в 1998-1999 г. особенно не изменилась, однако, средний дебит нефти и жидкости по действующим скважинам значительно вырос. Как отмечалось ранее, увеличение производительности скважин произошло, благодаря проведению гидравлических разрывов пласта (далее ГРП). Достаточно сказать, что в 1995 г. из 618,6 тыс.т добытой нефти почти 500 тыс.т, то есть около 81 % было извлечено из скважин, где в свое время был проведен ГРП.

По таким показателям, как годовая добыча жидкости, обводненность добываемой продукций и закачка воды идет значительное отставание от проекта. Залежь нефти Средне-Асомкинской площади находится в повышенной части структуры пласта ЮС₁, площадь водонефтяных зон здесь намного меньше и проблема высокой обводненности не стоит так остро, как на соседней Асомкинской площади. В отношений закачки воды в предшествующих разделах отмечалось, что система ППД фактически находится в стадий формирования, особенно это относится к Восточной части залеж. В 1995 году намечались позитивные перемены по отношению к закачке воды. Так в отличие от 1994 года, как объемы нагнетаемой воды так и фонд нагнетательных скважин приблизился к проектным.

Таблица 3.6.

Основные проектные показатели по Средне-Асомкинской площади.

Показатели	Категория запасов
	С1	С2	С1+С2	С2	С1+С2
Системы разработки	3-х РЯДНАЯ
Расстояние м/у Скважинами,м	450	450		450
Плотность сетки,га/скв	20	20		20
Год ввода в разработку	1989	1991	1989	1995	1989
Максимальный проектный уровень добыча нефти,тыс.т добыча жидкости,тыс.закачка воды,тыс. м3	361 700 950	274 504 695	493 1164 1575	54 100 150	495 1213 1701
Продолжение таблицы 3.6.
Год достижения максимального уровня: добыча нефти, добыча жидкости закачка воды	1991 2005 2005	1995 2000 2000	1994 2000 2000	1997 2005 2005	1995 2000 2000
Максимальный годовой объем бурения,тыс м	290	150	290	47	290
Год окончания бурения	1991	1995	1995	1996	1996
КИН, д. ед	0,33	0,33	0,33	0,33	0,33
Глубина скважин по стволу, м	3100	3100	3100	3100	3100
Предельная изопахита разбуривания,м	3	3	3	3	3
Предельная обводненность,%	98	98	98	98	98
Темп отбора от НИЗ, %	7,1	7,1	7,1	7,1	7,1
Продолжение табл.3.6
Фонд скважин, в т.ч. разведочный из них добывающих в т.ч. разведочных нагнетательных резервных	184 4 123 4 40 21	166 2 113 2 34 19	350 6 236 6 74 70	30 1 21 1 9 -	381 7 258 7 83 40
Фонд контрольных скв. водозаборных	4 2	4 2	8 4	- -	8 4
Накопленная за весь срок: добыча нефти,тыс.т добыча жидкости,тыс.т закачка воды,тыс.м3	5109 30654 38992	4112 29046 36946	9221 59750 75938	721 4374 5564	9950 64124 81502

Таблица 3.7.

Основные проектные показатели по годам.

Показатели	1995	1996	1997	1998	1999
Общий фонд скважин: добывающих, из них фонтанных механизированных нагнетательных	- 224 74	- 224 77	- 292 76	- 301 79	- 307 82
Добыча нефти, тыс. т./год в т.ч. мех. способом	481 481	436 436	377 377	327 327	286 286
Добыча нефти с начала раз-ки	2525	2961	3338	3665	3951
Добыча жидкости тыс. м3 /год в т.ч. мех. способом	1037	1100	1144	1155	1160
Среднегодовая обводненность,%	53,6	60,8	67	72	75
Закачка воды, тыс. м3	1510	1525	1552	1560	1567

3.6 Рекомендуемые мероприятия по контролю за разработкой

При контроле и регулирований процесса разработки Средне-Асомкинской площади Фаинского месторождения особое внимание следует уделять геолого-физическим и гидродинамическим исследованиям и изучению фильтрационных характеристик продуктивного пласта и его законтурных областей.

В целом контроль за процессом эксплуатации пласта ЮС₁ должен осуществляется в соответствий с “Регламентом комплексного контроля за разработкой нефтяных и нефтегазовых месторождений Главтюменьнефтегаз, разработанным СибНИИНП и утвержденным 13.12.87 г.

Основными направлениями контроля и регулирования промышленной разработки и опытной эксплуатации рекомендуется:

исследование скважин методом установившихся отборов с количественной оценкой фильтрационных характеристик участков пласта, тяготеющих к призабойной зоне скважины;

исследование скважин методом кривых восстановления давления уровня) с определением проницаемости, гидропроводности и др. параметров пласта (его удаленных зон);

изучение профилей притока и приемистости геофизическими методами,

отборы пластовых проб нефти и воды и их лабораторные исследования;

систематические замеры дебитов нефти, попутного газа и пластовой воды;

широкомасштабные измерения глубинными манометрами текущих пластовых и забойных давлений в зонах отбора и нагнетания;

замеры устьевых давлений в добывающих и нагнетательных скважинах образцовыми манометрами;

замеры текущего положения водонефтяного контакта методами ГИС, основанному на многолетнем опыте авторского надзора за процесс разработки нефтяных и нефтегазовых залежей с подошвенной водой, для этих целей должна быть выделена определенная группа специально оборудованных скважин, равномерно размещенных по площади нефтеносности.

Количество и периодичность перечисленных видов и методов контроля определяются геолого-техническими службами НГДУ “Юганскнефть“ при согласований и утверждений в АО ”Юганскнефтегаз”.

Методы регулирования в процессе разработки и пробной эксплуатации включают:

варьирование давления нагнетания воды;

ограничение, вплоть до остановки отбора жидкости из скважин с повышенной обводненностью (более 70 %);

выравнивание профилей приемистости и притока добывающих и нагнетательных скважин путем закачки полимерных и пенных составов;

смену направлений фильтрационных потоков путем временной остановки нагнетательных и добывающих скважин.

Контроль за процессом разработки Средне-Асомкинской площади Фаинского месторождения осуществляется тремя известными методами:

Геофизические исследования скважин.

Гидродинамические исследования скважин.

Промысловые замеры и наблюдения.

Промысловые исследования (замеры дебитов нефти, жидкости, отбором газа, состояние внутрискважинного оборудования и др.)

проводятся в НГДУ “Юганскнефть“ в соответствий с действующими инструкциями и в связи с их традиционностью не являются предметом обсуждения в данном проекте.

За период с 1988 по 2000 год выполнен объем целенаправленных исследований (по числу исследованных скважин).

В исследованных скважинах Средне-Асомкинской площади эффективная нефтенасыщенная толщина коллекторов изменяется от 1,0 м (скв. № 462, расположенная в южной части залежи) до 12,4 м (скв. № 362, дренирующая центральную часть залежи). Проницаемость по разрезу изменяется от 1 до 28 х 10^-3 мкм². При исследовании профилей притока установлено, что в дренировании пласта участвуют весьма ограниченные по толщине интервалы - от 0,6 м. (скв.№148) до 2 м. (скв.№464). Эти интервалы характеризуются более высокими значениями проницаемости, чем остальная часть разреза. Результаты исследованных скважин свидетельствуют о неоднозначности условий дренирования пласта по разрезу: так в скв.148 приток нефти происходит из кровельной части перфорированного пласта, в скв. 362-в средней, в скв. 464 - из подошвенной части. Из результатов исследований профилей притока следует, что коэффициент действующей толщины изменяется в широком диапазоне -от 0,1 ( скв.148) до 1,0 ( скв.462), составляя в среднем 0,17, т.е. в 2,5 раза меньше, чем на соседней Асомкинской площади, что косвенным образом подтверждает низкую продуктивность скважин на Средне-Асомкинской площади

Обобщая результаты исследований профилей притока, следует отметить :

- явно недостаточный объем и низкую результативность проведенных исследований;

- приток нефти в скважины Средне-Асомкинской площади происходит из отдельных пропластков толщиной 0,6-2м, расположенных в разрезе в различных скважинах по разному и без всяких определенных закономерностей в верхней, средней и нижней частях;

- по скважинам Средне-Асомкинской площади коэффициент действующей толщины ( средний ) -0,17.

Выполненный объем исследовательской работ и не совсем положительные результаты по многим исследованным скважинам дало основание сформулировать следующее предложение:

- на площадях Фаинского месторождениях, а в частности на рассматриваемой Средне-Асомкинской площади необходимо провести серию дополнительных исследований профилей притока в скважинах, дренирующих различные участки залежи, с повышением качества проводимых исследовательских работ, путем выбора наиболее приемлемых методов для условий данного эксплутационного объекта.

4.ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

4.1 Причины и условия образования АСПО в глубинном оборудовании скважин (НКТ) и наземных трубопроводов (выкидных линий) Средне-Асомкинского месторождения НГДУ»ЮН"

На скважинах Средне-Асомкинского месторождения отложения АСП наблюдаются на внутренней поверхности НКТ, начиная с глубины 700 м от устья скважин и выше, вплоть до наземных труб выкидных линий и коллекторов. В большинстве случаев образования АСПО приводило к образованию»глухих" пробок в стволе скважины на глубине 200 - 500 метров, хотя встречались и случаи образования АСПО на глубине ниже 1000 метров (скважина 1801 куст 31). Отложения АСПО на стенках НКТ в скважинах механизированной добычи уменьшают проходное сечение и создают дополнительное сопротивление движению нефтяной продукции скважины, что повышает противодавление на насос (снижается производительность, повышаются энергетические затраты, уменьшается КПД установки в целом, - что приводит в конечном счете к перегреву электродвигателя ЭЦН и выходу его из строя). Кроме того подъем динамического уровня в затрубной полости скважины приводит к повышению противодавления на ПЗП пласта и, как следствие этого, уменьшение притока продукции.

В связи с тем, что случаи отложения АСПО в скважинах принимали массовый характер, выбрать фонд скважин, в котором наиболее часто проявлялись АСПО представляло нецелесообразным. Из всего фонда можно было выделить скважины куста 26А, относительно мало подвергающегося осложнениям АСПО.

На сегодняшний день удалением АСПО по скважинам занимается специализированное звено ООО»Ямалнефтеотдача» г. Тюмень. Довольно успешная работа по месторождению позволила охватить весь фонд скважин. График депарафинизации прилагается.

4.2 Краткая характеристика эксплуатационных скважин

Наибольшее количество скважин, перфорированных на npoдуктивный пласт ЮС, оборудованы установками УЭЦН. Среднестатистическая скважина оборудована УЭЦН 50-1300, подвешенным на 1900 метров. Фонд скважин, осложненных отложениями АСП по месторождениям Средне-Асомкинской группы составляет порядка - 180 (практически весь фонд скважин, дающих продукцию). Межремонтный период (МРП) работы скважин составлял 171 сутки (среднестатистический).

Таблица 4.1.

Основные физико-химические параметры скважин и их флюидов

П.П.	Наименование параметров:	Числовые значения:
1.	Температура пласта	94°С
2	Температура на устье	20 - 30°С
3.	Плотность нефти	762 кг/м3
4.	Плотность воды	1011 кг/м3
5.	Вязкость нефти	1.14Мпа с
6.	Газовый фактор	70 м3/м3
7.	Давление насыщения	10МПа
8. АСП растворенные в нефти: смолы - 5.26, асфальтены - 0.83, парафин - 1.95
Серы - нет.

С целью повышения эффективности применения задействованных способов и методов борьбы с АСПО и выбора методов защиты от отложений, а так же их ликвидации, осложненный фонд скважин объединен в несколько групп в зависимости от обводненности продукции в таблицах 4.1,4.2,4.3.

Таблица 4.2.

Скважины с обводненностью продукции до 10%:

П.П.	Кол-во скважин	Дебит жидкости	Обводненность	Долевой процент
1.	16	До 20 м3/сутки	до 5%	21%
2	36	От 21 до 40 м3/сут	5 - 7%	46%
3	25	Более 40 м3/сутки	7 - 10%	33%

Всего: 77 скв.

Таблица 4.3.

Скважины с обводненностью продукции от 11 до 30%

П.П.	Кол-во скважин	Дебит жидкости	Обводненность	Долевой процент
1	18	До 20 м3/сутки	11-15%	24%
2	39	от 21 до 40 м3/сут	15 - 20%	52%
3.	18	Более 40 м3/сутки	20-30%	24%

Всего: 76 скв.

4.3 ПРИМЕНЯЕМЫЕ МЕТОДЫ И СРЕДСТВА ДЛЯ УДАЛЕНИЯ И ЛИКВИДАЦИИ АСПО

В настоящее время для борьбы с АСПО в скважинном и нефтепромысловом оборудовании широко применяются технологические, термические, механические и химические способы.

4.3.1. К технологическим способам относится метод создания противодавления на устье скважины и ряд других мероприятий, позволяющих если не полностью предотвратить отложение парафина, то значительно понизить интенсивность парафинизации.

4.3.2. Механический способ депарафинизации глубинно-насосного оборудования включает в себя применение различных скребков, укрепленных на колонне насосных штанг, ручных лебедок со скребками и др.

4.3.3. К термическим способам относят прогрев труб паром в скважине или после извлечения их на поверхность; промывку колонны насосных труб путем закачки в них горячей нефти, нагреваемой на поверхности; прогрев труб электрическим кабелем или погружными электронагревателями, постоянно находящимися в скважине и включаемыми на период депарафинизации; ликвидацию парафиновых пробок “греющимся снарядом” на кабеле другие способы.

Следует отметить, что применение для удаления АСПО тепловых методов должно быть оптимизировано. При недостаточном прогреве АСПО не расплавляются, а только размягчаются и стекают вниз по поверхности НКТ, увеличивая толщину парафиновых отложений в нижней части скважины. Более тугоплавкие АСПО, размягченные до вязкопластичного состояния, затем стареют и еще труднее поддаются удалению. Кроме того, они создают более благоприятные условия для новых отложений. Растворенные при тепловой обработке в нагретой нефти АСПО при ее охлаждении в выкидных линиях способны вновь отлагаться на стенках трубопроводов.

4.3.4 ЛИКВИДАЦИЯ АСПО РАСТВОРИТЕЛЯМИ

Для депарафинизации скважин и оборудования широкое применение нашли различного рода растворители - отходы химической промышленности. В качестве растворителей для удаления АСПО на месторождениях ОАО»Юганскнефтегаз" широко используются нефрасы марок С₄ 130/350 и С₃ 70/150, бензинорастворитель БР-1, гексановая и толуольная фракции (аналоги растворителя БР-1).

Технология доставки растворителя в НКТ и реагирования его с АСПО предполагает использование различных вариантов:

- первый - растворитель из автоцистерны нагнетается агрегатом в количестве 5-7 м³ в затрубное пространство скважин и продавливается нефтью до приема насоса. Нагнетание растворителя и его продавливание нефтью осуществляется при работающей скважине. Обработка внутренней поверхности НКТ растворителем происходит за счет его подачи насосом из затрубного пространства;

- второй - растворитель из автоцистерны нагнетается агрегатом в затрубное пространство в объеме 5-7 м³ при работающей скважине без последующего продавливания к насосу буферным слоем нефти. Опускаясь вниз, он попадает на прием насоса и вместе с нефтью поступает в НКТ;

- третий - растворитель из автоцистерны подается в затрубное пространство агрегатом в объеме 5-7 м³ с последующим продавливанием нефтью при работающим насосе до полного проникновения в НКТ с фиксацией выхода его на устье скважины. Скважина останавливается для реагирования агента с АСПО на 8-10 часов. Продукты обработки после пуска насоса в работу направляются в выкидную линию;

- четвертый - растворитель в количестве 2-3 объемов НКТ нагнетается агрегатом в затрубное пространство скважины, после чего производится обвязка ее по схеме НКТ - затрубное пространство. Скважина переводится на самоциркуляцию в течение 8-10 часов. Продукты обработки направляются в выкидную линию;

- пятый - растворитель нагнетается агрегатом в затрубное пространство в объеме равном объему колонны до глубины подвески насоса. Нагнетание осуществляется при минимальной скорости и работающем насосе до появления растворителя на устье скважины;

- шестой - растворитель с помощью агрегата в объеме 5-7 м³ подается в затрубное пространство и в дальнейшем продавливается под прием насоса при работающей скважине, порции растворителя постепенно подаются насосом в НКТ. Время контакта растворителя с АСПО зависит от производительности насоса;

- седьмой - технология обработки предусматривает использование в скважине полых штанг. Нагнетание растворителя осуществляется агрегатом через полые штанги в НКТ до их заполнения. Работы производятся на остановленной скважине, время обработки составляет 8-10 часов;

- восьмой - технология предусматривает установку в НКТ на глубине 500-600 м клапана, позволяющего заполнять трубы растворителем без насоса. Реагент нагнетают агрегатом в затрубное пространство, в НКТ через клапан. Скважину обрабатывают 8-10 часов, после включения насоса продукты направляются в выкидную линию.

Следует отметить, что каждая из вышеописанных технологий удаления АСПО имеет определенные достоинства и недостатки. Причем выбор того либо иного технологического варианта обработки во многом определяется не только физико-химическими свойствами АСПО и условиями эксплуатации скважины, но и свойствами используемого растворителя.

Технологии обработок по 1, 2, 6 и 7 вариантам предполагают использование растворителей с высокой растворяющей способностью к АСПО, так как при их осуществлении наблюдается снижение активности растворителя за счет перемешивания с продавочной и (или) добываемой нефтью. Кроме того, второй технологический вариант обработки целесообразно применять в том случае, когда состав обладает высокой диспергирующей способностью к АСПО. Нужно отметить, что достоинством 1, 2 и 6 вариантов обработок является отсутствие потерь в добыче нефти, так как процесс осуществляется без остановки скважины.

К основным недостаткам технологии обработки по пятому варианту относится использование больших объемов растворителя (до 15 м³) и снижение его активности за счет смешения с добываемой нефтью.

Технология обработки по восьмому варианту, заключающаяся в установке клапана в НКТ на максимальной отметке отложений АСПВ, исключает непроизводительные расходы растворителя. Однако, необходимость продолжительной циркуляции растворителя, отсутствие спецклапанов, обеспечивающих стабильную работу оборудования, существенно усложняют данную технологию.

Наиболее рациональными следует признать технологии проведения химических обработок скважин по третьему и четвертому вышеприведенным вариантам.

Наиболее эффективным способом борьбы с АСПО следует признать методы предупреждающие их отложение. Наиболее целесообразно предусматривать использование этих методов на вновь обустраиваемых скважинах, расположенных в природоохранной зоне, и объектах, к которым затруднен подъезд в течение длительного времени.

Применение ингибиторов приводит к уменьшению адсорбции АСПВ на стенках оборудования, формированию модифицированных (несвязанных) структур парафина, смол и асфальтенов, увеличению моющих свойств водонефтяного потока по отношению к АСПО и тем самым предотвращению отложений парафина в нефтепромысловом оборудовании. При использовании ингибиторов предотвращается отложение АСПВ не только в скважинном оборудовании, но и в выкидных линиях и сборных коллекторах.

Перед использованием ингибиторов АСПО на скважинах не оборудованных пакерами необходимо переоборудовать устье скважины для перепуска части добываемой продукции из выкидной линии в затрубное пространство с целью обеспечения доставки ингибитора к приему насоса и удалить накопившиеся АСПО в процессе эксплуатации с помощью химических растворителей. Определяющим условием предупреждения АСПО с помощью ингибиторов является дозирование их в добываемую нефть в необходимом количестве, что обеспечивается:

- непрерывной подачей в затрубное пространство с помощью наземного дозировочного насоса;

- непрерывной подачей с помощью глубинного забойного дозатора, например, из контейнера, заполненного ингибитором, и оборудованного струйным насосом, приводимым в действие нефтяным потоком, втягиваемым ЭЦН;

- ежедневной подачей в затрубное пространство с помощью дозаторов типа “метанольницы”;

- подачей ударной дозы в течение 1-5 суток;

- периодической закачкой ингибитора в ПЗП, выполняющую роль дозатора реагента, через 1-3 месяца;

- задавливанием в пласт нефтью и др.

Накопленный опыт ингибирования АСПО на отечественных нефтепромыслах свидетельствует, что наиболее эффективна технология непрерывной подачи ингибитора с помощью наземного дозировочного насоса через затрубное пространство в нефть. Технологическая эффективность приведенных ингибиторов достигается при дозировке их в нефть в расчете 50-200 г на 1т нефти. Как правило, в течение первых 10 дней ингибитор в скважину подается в режиме “ударной дозировки”, которая в 5-10 раз превышает оптимальную. Для обеспечения надежной и быстрой доставки ингибитора к приему насоса или на забой скважины его целесообразно подавать в поток нефти, частично перепускаемой из выкидной линии в затрубное пространство. Целесообразно перепускать до 10 % добываемой продукции, но не более 3-4 м³.

Использование технологии постоянного дозирования требует наличия надежных технических средств для ее осуществления на каждой из осложненных отложениями АСПВ скважине:

- на скважинах, оборудованных ШГН - дозировочных устройств БР, дозировочных насосов типа НД-СК, устройств гидростатического действия УДГ;

- на скважинах, оборудованных ЭЦН - дозировочных устройств БР, дозировочных насосов типа НД-2Э, устройств гидростатического действия УДГ;

- на фонтанных скважинах и наземных транспортных коммуникациях - дозировочных устройств БР, дозировочных насосов типа НД-2Э, устройств гидростатического действия УДГ.

При реализации данной технологии должно быть обеспечено постоянное обслуживание и регулирование технических средств на определенный расход ингибитора. При невозможности обеспечения вышеперечисленных условий для ингибиторной защиты может быть применена технология периодической подачи реагента в скважину с помощью агрегатов ЦА-320 и ЦА-320М (Азинмаш), которая включает монтаж, опрессовывание нагнетательной линии от агрегата к затрубному пространству скважины. Перед закачиванием ингибитора в скважину необходимо:

- остановить скважину, снизить давление в затрубном пространстве путем перепуска из него газа в выкидную линию, использовав для этих целей перепускной клапан на устьевой арматуре;

- вместо пробки на планшайбе устьевой арматуры ввернуть вентиль со шлангом для отвода возможного избытка газа, скапливающегося в затрубном пространстве в период проведения работ.

Объем закачиваемого ингибитора в скважину для одноразовой обработки рассчитывается с учетом суммарного количества нефти в затрубном пространстве и в трубах и должен составлять не менее 5 и не более 8 % от суммарного количества нефти. После задавливания ингибитора в затрубное пространство скважину запускают в работу “на себя”, продолжительность которой составляет в среднем 6 часов. Затем скважина запускается в работу в регламентном режиме.

В зарубежной практике ингибирования АСПО в добывающих скважинах широко используется технология, заключающаяся в непрерывной подаче ингибитора, расположенным на поверхности дозировочным насосом, по дозировочной трубке через специальную нагнетательную муфту, крепящуюся на НКТ, ниже интервала начала отложения АСПВ. Однако, сложность монтажа, отсутствие необходимого оборудования и опыта его эксплуатации не позволяют использовать данную технологию в настоящее время. Тем не менее данная технология, а также метод с использованием дозаторов, устанавливаемых ниже спуска насоса, наиболее целесообразны для ингибирования АСПО в НКТ эксплуатационных скважин, оборудованных пакерами.

4.3.5 ЛИКВИДАЦИЯ АСПО РУЧНЫМИ ЛЕБЕДКАМИ

Для удаления АСПО из лифтовых труб добывающих скважин на месторождении широко используются ручные лебедки со скребками, изредка - промывки ППУ и горячей нефтью.

Частота применения скребков для очистки НКТ скважин от АСПО варьируется в зависимости от дебита скважины от 1 раза в 7 суток до 1 раза в месяц.

Следует, однако, отметить, что использование ручных лебедок со скребками не позволяет провести качественную очистку внутренней поверхности НКТ от АСПО. Остающиеся отложения в дальнейшем служат дополнительными центрами парафинизации. Во многом по этой причине на ряде скважин низок МОП работы скважины. Использование данной технологии удаления АСПО предполагает остановку скважины более чем на 6 часов. Это существенно нарушает стационарный температурный режим работы выкидных линий скважин и нефтесборных коллекторов, что может приводить к более масштабным осложнениям, чем остановка одной скважины.

Нарушение температурного режима приводит в зимних условиях к охлаждению потока жидкости в нефтесборном коллекторе из-за уменьшения объема перекачки. На обводненных кустах снижение температуры ниже температуры гидратообразования приводит к забивке коллектора гидратопарафиновой пробкой и остановке целого куста скважин.

4.3.6 ПРИМЕНЕНИЕ ГЛУБИННЫХ НАГРЕВАТЕЛЕЙ И ЗАЩИТНЫХ ПОКРЫТИЙ ДЛЯ БОРЬБЫ С АСПО

Основным условием образования отложений АСПВ в НКТ добывающих скважин является снижение температуры ниже температуры насыщения нефти парафином. Поэтому поддержание на устье скважины температуры выше температуры насыщения нефти парафином способно предотвратить отложения АСПВ в скважине.

Температура насыщения нефти парафином в условиях эксплуатации осложненных скважин Асомкинского месторождения не столь высока 27,0 - 31,0 ⁰С (табл. 1.1). Поэтому поддержание температуры на устье скважины на уровне 30-35 ⁰С вполне достаточно для предотвращения отложений в НКТ скважин.

Для этих целей рекомендуется использовать нагреватель глубинный»ОЗНА-ТИТАН», производимый ОАО»АК ОЗНА» г. Октябрьский.

Нагреватель состоит из герметичного корпуса, в котором размещены три трубчатых нагревательных элемента, соединенных в»звезду», головки и наконечника. В головке размещен узел токоввода. Питание осуществляется по кабелю КПБК, КПБП. Нагреватель крепится к колонне НКТ с помощью резьбового соединения.

Для предотвращения отложений АСПВ в НКТ рекомендуется применять нагреватели на скважинах с дебитом до 10 м³/сут и обводнённостью не более 50 %.

На интенсивность образования АСПО в добывающих скважин сильно влияет природа материала внутренней поверхности НКТ и шероховатость поверхности.

Внутренняя металлическая поверхность НКТ имеет разную шероховатость. Кроме того она изменяется в процессе эксплуатации: под воздействием глинистых и песчаных пород, выносимых из пласта, из-за коррозии от воздействия коррозионно-агрессивной пластовой воды, из-за нарушений структуры от воздействия инструментов, используемых при ремонтных работах, скребков и других абразивов.

Многочисленные исследования свидетельствуют о том, что поверхность металла гидрофобна. Повышение гидрофильности материала, т.е. уменьшение краевого угла смачивания поверхности приводит к снижению интенсивности запарафинивания.

НКТ с защитным покрытием внутренней поверхности на основе силикатных эмалей устойчивы к температурным воздействиям, к действию кислотных сред, растворителей, коррозионно-агрессивных жидкостей.

НКТ эмалируются силикатными эмалями на Туймазинском заводе медицинского стекла (г. Туймазы) по ТУ 64-2-67-80. Эмалирование внутренней поверхности НКТ производится в один или два слоя. Технология обеспечивает создание на поверхности труб гладкого равномерного покрытия. Эмалированные НКТ предназначены для эксплуатации в интервале температур минус 50 - + 250 ⁰С. Покрытия из силикатных эмалей, обладая высокой химической устойчивостью, подвержены окрупчиванию и требуют дополнительных мер предосторожности при их транспортировке и хранении. Глубина спуска эмалированных НКТ должна быть на 100-200 м ниже фактически установленной нижней точки отложения парафина. При спуске в скважину эмалированных труб необходимо устанавливать в муфтовых соединениях кольца-вставки, изготовленные из эмалированной трубы или капрона.

С учетом опыта эксплуатации эмалированных труб на месторождениях Башкирии, рекомендуется использовать их в скважинах с дебитом по жидкости свыше 30 м³/сут. Желательно их применение и на скважинах, где добыча жидкости осуществляется дорогостоящими импортными насосами DN-440, DN-675, DN-1000.

4.3.7 АНАЛИЗ МЕТОДОВ НА СРЕДНЕ-АСОМКИНСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ

Наиболее эффективным способом удаления АСПО на начало 1997 года в условиях Средне-Асомкинских месторождений являлась промывка скважин горячей нефтью АДПУ (особенно через затрубное пространство двойного лифта) и ликвидация пробок»греющимся снарядом".

В плане защиты от отложений АСПО за период 1997года хорошо себя зарекомендовало применение греющегося кабеля: из пяти скважин, оборудованных этим кабелем, 4 работали в постоянном режиме, в 1998 году при извлечении греющего кабеля из скважин были осложнения с глушением скважин,для чего были привлечены бригады КРС.В настоящее время греющий кабель не применяется ввиду низкой эффективности.

Необходимо отметить, что применение традиционных способов удаления АСПО (скребков) представлялось не эффективным по причине использования их в скважинах, не соответствующих граничным параметрам их применения. То есть, например, для эффективного использования скребков необходим достаточно небольшой интервал отложений по глубине. Кроме того, для эффективного использования скребков предполагается достаточно большой межочистной период, так как после интенсивного образования отложений возможно уменьшение проходного сечения до размеров не достаточных для прохождения скребка ниже интервала образования АСПО.

По результатам анализа эффективности применяемых средств по оперативному удалению глухих пробок АСПО в НКТ лифта.

Химические вещества для борьбы с АСПО в трубах применялись силами ООО»НХС» на месторождениях Среднее-Асомкино только с целью ликвидации отложений АСПО в трубах выкидных линий скважин и коллекторов кустов нефрасом и композициями.

Бензинорастворигель БР-1 и нефрас марок 50/170 (или 100/300) в соотношении 1:1. Технология применения: Растворитель (или композиция) закачивается в действующий нефтяной коллектор при минимально возможной скорости агрегата. Эффективность удаления определяется по снижению давления в нефтепроводе после закачки раствори гелей. Необходимо отметить что подбор раствори гелей для удаления АСПО проводится без лабораторных анализов и корректировки состава в зависимости от мест образования АСПО.

В результате эффективность по удалению отложений очень низкая, - АСПО в обработанных трубах отлагаются через несколько дней после проведенных работ. Кроме того, стоимость этих работ достаточно большая в сравнении с другими методами борьбы с АСПО. Для предотвращения отложений АСПО в лифте скважин и наземных трубах Средне- Асомкинского месторождения реагенты не применялись.

В 2000г. НХС в области борьбы с АСПО были продолжены работы по организации обработки»ударными» дозами растворителей»Нефрас» и газовый конденсат.В режиме постоянного дозирования проводилась подача ингибитора парафиноотложений»СОПНАР»-на прием насосов УЭЦН,СНПХ-7843- в коллектор. Эффект отрицательный.

При плюсовых температурах окружающего воздуха некоторый положительный эффект наблюдался при подаче ингибитора СНПХ-7843 в затрубное пространство добывающей скважины, при понижении эффект прекратился. Применение ингибитора парафиноотложения СНПХ-7909 рекомендованного лабораторией Уфимского филиала перенесено на 2001год. На этом внедрение и применение химических методов борьбы с АСПО ограничено с из-за отсутствия средств.

Ранее для ликвидации АСПО применялись следующие хим.реагенты:

1. Бензинорастворитель - БР-1.

2. Растворитель - Р-646.

3. Нефрасы марок 50/170 и 100/300. Для защиты от образования АСПО

1. Дисольван 2830 - деэмульгатор.

2. Икап -1 - ингибитор парафиноотложений.

3. Депарол -7202 - ингибитор парафиноотложений.

4. ИНПАР-1 ингибитор АСПО.

Действие ингибиторов на отложения АСПО к. 34 Средне-Асомкинского месторождения в Табл.4.4.

Таблица 4.4.

Наименование	Действие реагента на АСПО
Реагента	Совместимость с Водой	дисперсия, мм / оценка	Налипание, %/ оценка	Замазывание % / оценка
1. ИНПАР-1	Эмульгируется	2-3 мм / удов.	до 40 % / хор.	до50%/удов.
2. СНПХ-7843	Эмульгируется	0,5-1 мм /хор.	до 10 % / хор.	до20% / хор.
3. СНПХ-7920М	Эмульгируется	1-5 мм / удов.	до 40 % / хор.	до20% / хор.
4. СНПХ-7909	эмульгируется	0,5-1 мм / отл.	до 5 % / отл.	до 5 % / отл.
5. СНПХ-7941	эмульгируется	1-3 мм / удов.	до 5 % / отл.	до 5 % / отл.
6. СНПХ-7920	эмульгируется	1-3 мм / хор.	до 5 % / хор.	до 5 % / отл.
7. СНПХ-7821	эмульгируется	1-3 мм / удов.	до 5% / отл.	до 5 % / отл.
8. 338/1	эмульгируется	0,5-1мм / хор.	до 5 % / отл.	до 5 % / отл.
9. 341/1	эмульгируется	0,5-1мм / хор.	до 10 % / хор.	до20% / хор.
10. 298/4	эмульгируется	0,5-1мм / хор.	до 10 % / хор.	до20% / хор.

Расход растворителей при обработке НКТ лифтов скважин по применяемым технологиям ООО»НХС» составляет среднестатистически 6 м³ на одну скважину. Расход ингибитора при непрерывном дозировании составляет 200 гр на 1 тонну добываемой нефти. Таким образом, исходя из того, что применение ингибитора приносит эффект только в скважинах с обводнённостью более 10%, а в скважинах с НзО менее 10% эффективно использовать растворители, по фонду скважин была рассчитана потребность реагентов (из расчета на 100 скважин с АСПО) в Табл.4.5.

Таблица 4.5.

П.П.	Наименование реагентов	Расход на 1 скваж.	Общая потребн.
1.	Растворители	6м3	4678 м3
2.	Ингибиторы(типа1ТНПХ) ТНПХ)	150 гр.на 1 тонну	2660 тонн

- при расчете растворителя меж, очистной период был принят - 22 суток, ( 47 скважин со средней обводненностью продукции менее 10% и дебитом 47 м3/сутки ) при расчете ингибитора принимался расход ИНПАР-1 на 35 скважин с обводненностью от 10% до 30 % и средним дебитом 47 м /сутки при непрерывном режиме защиты при помощи дозирующих устройств.

Анализ фонда скважин, дающих продукцию и осложненных АСПО показывает, что скважины с достаточно высокой обводненностью (более 10%) могут быть защищены подачей ингибитора не только в непрерывном режиме, но и методом периодической закачки ингибитора в затрубное пространство скважин, это группа скважин, работающих с достаточно высоким динамическим уровнем.

Динамич.уровень менее 1400м Порядка 1000м 300-400м метров

Кол-во % 24 % 60 % 16 %

Наиболее благоприятна для периодической подачи ингибитора группа скважин с динамическими уровнями 300-400 метров. На скважинах с дебитами порядка 1000 метров периодическую (разовую) закачку ингибитора в затрубную полость необходимо проводить с корректировкой по данным анализов продукции на предмет наличия ингибитора в достаточном количестве (150 - 200 гр на 1 тонну нефти). В любом случае, в процессе защиты оборудования ингибиторами (при непрерывной подаче дозаторами или разовыми закачками в затрубное пространство) необходим контроль за выносом ингибитора в продукции скважин для определения количества подаваемого в затрубное пространство скважин и периодичности закачек ингибитора.

Для лабораторного анализа состава АСПО были отобраны образцы отложений из труб лифтов скважин и коллекторов ЦДНГ в Табл.4.6.

Таблица 4.6.

П.П.	Место отбора образцов	Внешний вид при темп-ре +25°С.
1.	Скв. 209 куст 2а. ниже 1000 м..	Твердое вещество темного цвета
2.	Скв. 402 куст 29. Устье	Вязкая жидкость темного цвета
3.	Коллектор куста 34	Жидкость с большим содерж. НО
4.	Скв. 383 к.29. устье	Вязкая жидкость.
5.	Скв.209 к..2а. интервал700 метров	Твердое вещество.
6.	Скв. 192. Куст 2а	Вязкая масса при t=0 С

Анализ состава образцов показывает, что глубинные пробы АСПО содержат до 70% парафина, а отложения с устья скважин больший процент смол и асфальтенов, которые при температуре +25°С имеют вид вязкой жидкости.

Образцы отложений проверялись на растворимость в применяемых и имеющихся в наличии в НХС в настоящий момент растворителях: нефрасе и БР-1. Лабораторные исследования образцов, отобранных с внутренних стенок НКТ в интервале менее 700 метров по растворимости в нефрасе показали неудовлетворительную эффективность. Растворимость образца АСПО того же состава в БР-1 несколько выше. Однако. необходимо отметить, что БР-1 воздействует на образец не только как растворитель, а разрушает структуру образца при температуре 20°С. В процентном отношении это выглядит следующим образом в Табл.4.7.

Таблица 4.7.

П.П.	Наименование растворителя	Растворимость образца
1.	Нефрас	20%
2.	Бензинорастворитель БР-1	60%

4.4.1 АНАЛИЗ ПРИМЕНЕНИЯ СКРЕБКОВ ДЛЯ БОРЬБЫ С АСПО В НКТ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН СРЕДНЕ-АСОМКИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Массовое внедрение скребков началось на скважинах Средне-Асомкинского месторождения с апреля-мая 1997 г. В мае месяце на 67 скважинах были проведены работы по очистке внутренних стенок НКТ от отложений АСП скребками. Было сделано 97 спуско-подъемных операций (в дальнейшем по тексту СПО). За июнь-июль месяцы количество скважин, на которых производились работы скребками возросло до 133 и было проведено в октябре 459 СПО. Эффективность работ скребками рассчитывалась по вменению параметров работающей скважины изменение динамического уровня и суточного дебита до СПО и после. В связи с тем. что незначительное изменение дебита (1-2 м3/сут) при практически неизменном динамическом уровне расходомеры типа»Спутник" улавливают недостаточно точно, была выделена группа скважин со спорным эффектом. В целом, эффект от применения скребков за 6 месяцев составил 29219 м3 продуктивной жидкости. Дополнительная добыча продуктивной жидкости возросла с 6665 м3 за май до 20640 м" в сентябре, то есть почти в три раза.

Эффект от СПО скребками в Табл.4.8.

Таблица 4.8.

Месяц	сут.прибыль, м3/сут	количество дней	дополнительная добыча, м3
Май	215	15	3225
Июнь	212	15	3180
Июль	519	16	8304
Август	277	15	4155
Сентябрь	688	15	10320
Октябрь	516	16	8256
Итого:			29219

Для определения качества работы со скребками весь фонд скважин был разделен на скважины, где эффект был получен и на скважины, где СПО провелось без эффекта. Эффективность работы скребками возросла с 61% в мае до 98% в октябре.

Явный эффект после проведения СПО скребками определяется приростом дебита от 2 м3/сут и более.

Прирост дебитов скважин после проведения СПО в Табл.4.9.

Таблица 4.9.

Прирост дебита	количество скважин	% отношение
до 2 м3/сут	179	28
до 5 м3/сут	245	38
до 10 м3/сут	112	17
выше 10 м3/сут	26	4
без эффекта	84	13

С учетом этого из Таблицы 4.9 видно, что 87% скважин имеют явный эффект после обработки внутренней полости НКТ скребками.

За период работы скребками май - октябрь явный экономический эффект получили в 87% скважине-операции, а всего 13% прошли без эффекта (при 28% спорного эффекта, т.е. с дебитом до 2 м3/сут).

4.4.2 ГЛУБИНА ОБРАЗОВАНИЯ АСПО ПО РЕЗУЛЬТАТАМ СПО СКРЕБКАМИ

В процессе проведения работ по очистке отложений скребками определилась глубина начала образования АСПО в НКТ. В процентном отношении глубина АСПО распределилась следующим образом. Средняя глубина начала отложений АСПО по результатам работы со скребками в Табл.4.10.

Таблица 4.10.

0- 100	24	9%
100-300	13	5%
300 - 500	12	4%
500 - 700	229	82%

Наибольший процент приходится на интервал НКТ - 500-700 метров. Таким образом, можно сделать вывод, что максимальная глубина начала образования АСПО на рассматриваемых скважинах не превышает 700-метровой отметки.

В процессе статистической обработки данных по глубине АСПО была определена зависимость, что в скважинах с неглубоким интервалом АСПО образование парафиноотложений происходит быстрее, чем в скважинах с относительно большой глубиной АСПО. Таким образом, рекомендуется при расчете межочистного периода учитывать эту зависимость.

4.4.3 МЕЖОЧИСТНОЙ ПЕРИОД РАБОТЫ СКРЕБКАМИ

По большинству скважин на которых проводились работы скребками назначался межочискюй период 7-10 суток. В июле было проведено 207 СПО по 121 скважине. Из них 13 СПО проводились позднее, чем по графику, что привело к сужению прохода и невозможности работы скребком ("нет прохода")

В процессе работы определился фонд скважин, в которых работа скребками проводилась намного чаще, чем по графику. Например, на скважине 413 куст 29 вместо межочистного периода (МОП) - 15 суток приходилось работать через 2 суток. Таких скважин выделилось 7.

Причина явно просматривается - очень большая интенсивность образования АСПО.

Предлагается в дальнейшем выделить и расширить фонд подобных скважин, провести анализ их работы и по полученным результатам подобрать другой метод защиты от АСПО (например спустить двухрядный лифт и работать АДПУ).

В скважинах, где произошло»запаздывание" СПО по причине неправильно назначенного МОП. произвести корректировку с небольшим упреждением для гарантии свободного прохода скребка в полости НКТ.

4.4.4 АНАЛИЗ И ОБОСНОВАНИЕ ПРИВЛЕЧЕНИЯ ООО»ЯНО» К РАБОТЕ ПО ФОНДУ СКВАЖИН НА Асомкинском ЦДНГ

С июня 2000 года для выполнения плановых объемов по СПО на нефтепромысле Асомкино, было привлечено специализированной предприятие ООО»Ямалнефтеотдача».

Проведенный анализ выполнения СПО ООО»ЯНО» и СПО ЦДНГ, показал, что эффективность обработок существенно увеличилась. СПО стали проводится более качественно и с меньшими затратами.

Сама конструкция скребка у ООО»ЯНО» лучше, чем скребок, применяемый в ЦДНГ.

Звено задействованное в обработках более опытнее, их профиль работ ранее был связан именно с депарафинизацией скважин скребком и растеплением. Люди лучше разбираются с некоторыми осложнениями встречающимися в ходе обработок.

Недоходов, по тем же скважинам, что были ранее обработаны работниками ЦДНГ стало меньше в 3-4 раза. Высвободившееся звено операторов ЦДНГ стало выполнять другие не менее важные для промысла задачи. С двух смен было высвобождено восемь человек!.

Применение растеплителя - позволило высвободить две бригады ПРС, которые ранее были задействованы в работах по»глухим пробкам» на скважинах.

Кроме этого растеплитель имеет ряд преимуществ, перед бригадой ЛГПП, а именно:

Стоимость растепления в 3-4 раза дешевле ЛГПП (растепление-27,8тыс.р.,ЛГПП-80тыс.р.)

Исключен простой скважины в ожидании ЛГПП

Быстрота проведения операции - 6-7 часов (без глушения скважины в сравнении с бр. ПРС)

После растепления не требуется проведения довывода скважины ( при ЛГПП нарушается режим работы скважины - после глушения, а довывод это дополнителные потери по добыче нефти.)

Не выявлено отрицательных последствий для свкажины, в сравнении с бр. ПРС (ЛГПП) - при ЛГПП были частые случаи когда происходили:

Разгерметизация колонны НКТ

Отказы при запуске R=0.

Переглушивание скважины.

Кроме вышеперечисленных положительных моментов, снизился простой скважин а значит и потери по нефти.

До запуска бригады ООО»ЯНО» потери промысла от простоя скважин в ожидании ЛГПП составляли:

Январь 2000 года - 6987 тн.

Февраль - 5874 тн.

Март - 4321 тн.

Апрель - 4890 тн.

Май - 2968 тн.

При выходе ООО»ЯНО» в июне 2000 года потери составили: 1909 тн., а уже в июле- 1449 тн.

Для сравнения: июнь-июль 1999 года-потери соответственно составили:6760 и 4321 тн.

На диаграммах показано сравнение по следующим показателям:

СПО

Недоход

Обрыв скребка

Растепление

ЛГПП

Потери по добыче.

5. СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ

АНАЛИЗ ПРИЧИН ОБРАЗОВАНИЯ АСПО В НЕФТЕСБОРНЫХ КОЛЛЕКТОРАХ СРЕДНЕ-АСОМКИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

5.1 ФАКТОРЫ, ОКАЗЫВАЮЩИЕ ВЛИЯНИЕ НА РАБОТУ НЕФТЕСБОРНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ

Нефтесборные коллектора и выкидные линии добывающих скважин могут засоряться по следующим причинам:

- вследствие осаждения песка и мехпримесей, выносимых из скважины вместе с нефтью при недостаточной скорости потока;

- вследствие выпадения солей и АСПВ;

- вследствие образования окалины при коррозии трубопроводов.

Необходимо отметить, что в определенных условиях при транспортировке продукции добывающих скважин возможно образование высоковязких водо-нефтяных эмульсий и гидратопарафиновых пробок, которые могут привести к прекращению перекачки нефтепромысловой продукции.

В настоящее время основным видом осложнений при добыче нефти на Средне-Асомкинском месторождении является отложение АСПО в эксплуатационных скважинах и в нефтесборных коллекторах. Так как обводненность продукции на месторождении не столь высока (39,1 % за 2000 г.), то вероятность осложнений из-за образования высоковязких эмульсий не велика. Этот вид осложнений возникает при обводненности добываемой продукции 50-80 %. Однако, при имеющейся обводненности продукции в зимних условиях возможно образование гидратопарафиновых пробок в выкидных линиях и нефтесборных коллекторах.

На процесс образования гидратопарафиновых отложений в нефтесборных коллекторах оказывают влияние следующие факторы:

- изменение температуры потока добываемой нефтепромысловой продукции от устья скважины вдоль всей длины коллектора;

- температура окружающей среды и грунта;

- эксплуатационные характеристики нефтесборного коллектора (диаметр, протяженность, наличие изоляции, состояние внутренней поверхности трубы);

- физико-химические свойства добываемой продукции (плотность, теплоемкость потока, доля АСПО, выделяющаяся на единицу объема или массы перекачиваемой нефти, способность нефти растворять парафиновые отложения);

- изменение давления в нефтесборном коллекторе;

- скорость транспортирования нефтегазового потока.

5.2 ОЦЕНКА ВОЗМОЖНОСТИ ВОЗНИКНОВЕНИЯ ОСЛОЖНЕНИЙ ИЗ-ЗА ОТЛОЖЕНИЙ И ОБРАЗОВАНИЯ ГИДРАТОПАРАФИНОВЫХ ПРОБОК В НЕФТЕСБОРНЫХ КОЛЛЕКТОРАХ

Как показывают выполненные расчеты, температура насыщения нефти пласта ЮС₁ парафином составляет при стандартных условиях в среднем 33,7 ⁰С. При неполном разгазировании нефти в НКТ осложненных скважин температура насыщения несколько меньше и составляет 27,0 - 28,8 ⁰С. Температура на устье (Т_У) ряда добывающих скважин (рассмотрены скважины кустов 27, 47, 34, 32, 33, 28, 49 с техрежимами от 01.2000 г.) изменяется в диапазоне 21,2 - 29,0 ⁰С.

Известно, что при достижении потоком добываемой продукции температуры насыщения нефти парафином (Т_ННП) начинается выпадение АСПО в объеме продукционного потока. При этом, если

Т_У > Т_ННП,

то АСПО будут главным образом выделяться в выкидных линиях и нефтесборных коллекторах, если

Т_У < Т_ННП,

то АСПО начинают выделяться в НКТ добывающих скважин и отложения в наземных трубопроводных коммуникациях менее интенсивны.

Расчетом интервалов отложения АСПО, температуры на устье скважины и насыщения нефти парафином установлено, что следует ожидать интенсивного выноса АСПВ из скв. 9110 и скв. 1794 к. 47 в выкидную линию и нефтесборный коллектор. Наиболее интенсивно будет происходить отложение АСПВ в тех коллекторах, где наблюдается быстрое снижение температуры транспортируемого потока.

Расчет теплоемкости нефти и продукционного потока проведен по формулам

С_Н = 1507,2 · (1 + (Т + 50) · 10^-2 · (1,14 - с²⁰_Н)), (5.2.1)

С_Ж = С_Н · (1-n) + C_В · n, (5.2.2)

где С_Н, C_В, С_Ж - теплоемкости нефти, воды и продукционного потока, Дж/кг·К, С_В = 4190 Дж/кг·К;

с²⁰_Н - плотность нефти в стандартных условиях, кг/дм³;

n - обводненность потока, масс. доли;

Т - температура потока, ⁰С.

Температура потока на кусте определена как отношение суммы тепловых потоков, привносимых работающими скважинами, к сумме произведений теплоемкости потока на его дебит.

Расчет температуры потока в точках врезки нефтесборных коллекторов (Т) проведен по формуле В.Г. Шухова

Т = Т₀ + (Т₁ - Т₀) · exp (- 3,14 k d L / G C_Ж), (5.2.3)

где Т₀ - температура окружающей среды или грунта, ⁰С;

Т₁ - температура вначале нефтесборного коллектора, ⁰С;

k - полный коэффициент теплопередачи от продукционного потока в окружающую среду, Вт/м²·К;

d - внутренний диаметр трубопровода, м;

L - длина нефтесборного коллектора, м;

G - массовый расход продукционного потока, кг/с.

Как следует из результатов расчетов, при температуре грунта минус 6 ⁰С (зимние условия) наиболее быстрое падение температуры потока отмечено в коллекторах кустов 49 и 33. В этой связи следует ожидать, что не выпавшие в НКТ скважин АСПО будут отлагаться в этих коллекторах, а не выноситься нефтяным потоком в более удаленные участки трубопроводной сети.

На значение температуры потока в трубопроводной сети значительное влияние оказывает температура грунта и ее изменение по сезонам года. В табл.4.2-4.4 и рис. представлены результаты расчетов температуры потока добываемой продукции в коллекторах кустов 47, 27, 32, 28, 49, 33, на участках трубопроводной сети т.26 - т. 27, т. 23 - т. 24, к. 28 - т. 25, т. 24 - т. 27 в зависимости от изменения температуры грунта. Значение полного коэффициента теплопередачи от продукционного потока в грунт принято 3,5 Вт/м²·К (сырой песок).