Разработка Красноленинского нефтегазового месторождения

При известных характеристиках скважин можно рассчитать дебит, при котором в стволе скважин происходит выпадение АСПО. Особенно подвержены скважины с низкими дебитами (до 40 т/сут) и обводненностью (до 30%). С ростом обводненности добываемой продукции интенсивность парафинизации оборудования будет снижаться. Это объясняется тем, что при увеличении обводненности происходит возрастание температуры потока, гидрофилизация поверхности НКТ, что приводит к срыву отложения АСПО со стенок труб. Наибольшие затруднения возникают в оборудованных штанговыми насосами скважинах, где вследствие отложения парафина резко возрастает гидростатическое сопротивление течению жидкости и перемещению колонны штанг.

Защитные мероприятия на скважинах: были закачены ингибитор СНПХ-7214 Р. и растворители ШФЛУ и гексановая фракция.

На основании анализа свойств нефти, основных показателей разработки были проведены расчеты прогнозного количества скважин с АСПО. Расчеты, показали, что прогнозный парафиновый фонд будет и составит 12 % от действующего фонда, затем постепенно начнет убывать. Основной фонд скважин с АСПО составят вновь вводимые скважины с высокой обводненностью и низкими дебитами.

Отложения асфальтосмолистых веществ и парафинов в насосно-компрессорных трубах и на забоях добывающих скважин мезозойских залежей нефтей Западной Сибири снижают производительность и отборы нефти, требуют по текущему или капитальному ремонту и бурению новых скважин.

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 перекачиваемой нефти, способность нефти растворять парафиновые отложения);

-изменение давления в нефтесборном коллекторе;

-скорость транспортирования нефтегазового потока.

Отложения в оборудовании скважин месторождения представляют собой сложную смесь твердых парафинов со значительным содержанием асфальтосмолистых веществ, воды и механических примесей. Состав отложений зависит как от природы нефти, так и от места локализации, а главным образом, от термодинамических условий системы, при которых происходит эксплуатация скважин. Твердые углеводороды нефтей являются основными составляющими асфальтосмолистых и парафиновых отложений (АСПО), а уровень содержания в нефти тугоплавких твердых углеводородов играет существенную роль в процессе образования отложений.

Нефтезалежи ЮК10-11 Красноленинского месторождения относятся к типу парафиновых, содержат высокомолекулярные парафины, их отличительной особенностью является высокая температура плавления большей части этих соединений. Это свойство высокомолекулярных углеводородов обусловливает возможность образования отложений в высокодебитных скважинах с повышенной температурой потока, сложность борьбы с образованием и удалением отложений, специфику состава и механизма их образования. Применяемые методы удаления АСПО недостаточно эффективны.

Повышение эффективности удаления асфальтосмолистых и парафиновых отложений на базе растворителей, получаемых при первичной переработке нефти, и совершенствования технологии их применения.

2.5 Разработка способов удаления отложений асфальтосмолистых веществ из скважин месторождений Западной Сибири и рекомендаций по предотвращению их образования в сложных геолого-промысловых условиях

Наиболее близким к реально происходящим явлениям отложения асфальтосмолистых веществ в насосно-компрессорных трубах скважин месторождения Западной Сибири можно считать механизм с преобладанием адсорбции. На основании проведенных лабораторных и промысловых исследований его можно описать следующим образом.

Одним из первых и наиболее важных моментов в механизме образования отложений на стальной стенке, покрытой плёнкой углеводородов, является нанесение повреждений (царапин, микрокаверн ) твёрдыми частицами пород пласта на рабочую поверхность труб.

Общая картина механизма образования отложений асфальтосмолистых веществ и парафинов в НКТ скважин выглядит следующим образом: твердые частицы пород пласта зачищают поверхность труб до чистого металла, создавая возможность для активной адгезии смол и асфальтенов нефти при высоких температуре и давлении, образуются активные адгезионные центры, покрывающие трубы пленкой (частично или полностью) асфальтосмолистых и парафиновых веществ.

На промыслах ТНК-Нягань применяются различные способы депарафинизации подъемных труб. Одни способы депарафинизации требуют остановки скважин, другие позволяют осуществлять депарафинизацию без прекращения их работы.

В практике использования химических реагентов для борьбы с отложениями парафина наибольшие предпочтение отдается так называемой предупредительной очистке, заключающейся в систематической подаче в систему подземных и надземных коммуникаций скважины определённого количества реагента.

На основе лабораторных исследований выявлено, что бензиновые фракции первичной перегонки грозненских нефтей (tкип =180-230°) обладают высокой растворяющей способностью по отношению к отложениям парафинов и асфальтосмолистых веществ. Они не дефицитны, могут быть получены в местных условиях, не являются товарным продуктом.

Растворяющая способность бензиновых фракций, по данным наших исследований, почти столь же высокая, как и проведение обработки горячей нефтью. Например, в бензиновых фракциях полностью растворяются все парафины и большая часть асфальтосмолистых веществ. Отличие заключалась в том, что после растворения бензином оставался сухой остаток, а после проведения обработки горячей нефтью остаток был жирным и не высушивался.

2.6 Методы исследования АСПО

Для уточнения и конкретизации предлагаемых способов борьбы с образованием гидратосмолопарафиновых отложений в нефтяных коллекторах необходимо в дальнейшем решение следующих задач:

-исследование физико-химических свойств АСПО, отлагающихся в коллекторах (растворимости в нефти и органических растворителях при различных температурах, температуры размягчения и плавления АСПО, состава АСПО);

-исследование физико-химических свойств поверхностных проб нефти с коллекторов, подверженных АСПО (содержания асфальтенов, смол и парафинов);

-организация сбора информации о среднемесячном изменении температуры грунта и окружающей среды;

-расчет возможных интервалов отложений АСПО и гидратов в выкидных линиях и нефтесборных коллекторах;

-подбор дешевых химических реагентов, составов для удаления и ингибирования АСПО, снижения вязкости нефти и перекачиваемых водо - нефтяных эмульсий, эффективных дозировок ингибиторов АСПО и депрессаторов.

При решении поставленных задач проведены теоретические исследования распределения температуры по глубине скважины с использованием современного математического аппарата. Лабораторные исследования состава АСПО из скважин и исследование температуры по длине лифта проведены по стандартным методикам. Промысловые работы по испытанию растворителя для удаления АСПО из скважин проведены на добывающих скважинах с использованием серийно производимого оборудования и приборов.

1.Проведено изучение состава АСПО в скважинах Красноленинского месторождения с использованием новых методических приемов. В АСПО обнаружено значительное содержание минеральных веществ, представляющих породы пласта.

2.Изучено влияние различных факторов на образование и локализацию отложений асфальтосмолистых и парафиновых веществ в скважинах месторождения.

3.На основе теоретических исследований температуры по стволу скважин и определения температуры в работающих скважинах показана эффективность применения расчетных зависимостей при высоких перепадах температур в фонтанном лифте.

4.Выявлены глубины начала образования АСПО в скважинах, работающих с разным дебитом при больших перепадах температур.

5.Предложена методика выбора диаметра подъемных труб добывающих скважин для уменьшения возможности образования в них отложений асфальтосмолистых и парафиновых веществ.

6.На базе лабораторных исследований эффективного растворения АСПО предложено применение бензиновых фракций производства Красноленинского НПЗ.

Восстановление производительности скважин Красноленинского месторождения путем проведения обработок скважин бензиновой фракцией, удаляющими отложения асфальтосмолистых веществ и парафинов, поддержание уровней добычи нефти, уменьшение затрат на текущий ремонт.

Применение методики диаметра подъемных труб способствует рациональному использованию металлоемких конструкций скважинных лифтов для подъема жидкости.

Исследование методики определения глубины начала отложений позволяет уточнять технологию обработки и устанавливать объем растворителя и интервал очистки от АСПО.

Исследования нефти Красноленинского месторождения направлены на изучение состава асфальтосмолистых отложений для выявленияв них механических примесей, парафиновых углеводородов и асфальтосмосмолистых веществ. Один из способов ставил задачей выделение механических примесей в потоке нефти из скважины. Эта методика заключалась в отборе проб свежедобытой нефти, фильтрации её через бумажные фильтры, промывке осадка растворителями и петрографическом определении состава и количества пород. Было отобрано около 1500 проб, часть из них подготовлена и исследована.

Следующая серия лабораторных экспериментов проведена с целью определения в отложениях асфальтосмолистых веществ парафиновых углеводородов, растворимых в гексане. Гексан выбран в качестве растворителя как обладающий свойствами избирательного растворителя по отношению к асфальтосмолистым веществам и широким спектром растворения парафиновых углеводородов.

Считалось, что углеводородная составляющая изменяется в пределах 50-70%. Проведение нескольких серий опытов показало, что содержание парафиновых углеводородов в пробах отложений может достигать 80%.

Фракционная разгонка вытяжки парафинов гексаном показала присутствие тяжёлых соединений с концом кипения 196-200°, таких углеводородов, подвергающихся разгонке при этой температуре в парафиновом остатке, может содержаться 25% и более. Такие парафины могут иметь температуру застывания в пределах 52-580С. Кроме этого, в отобранных пробах существенно содержание более легких углеводородов, всегда присутствующих в нефти, и в данном случае отражающих условия отбора проб отложений.

Таким образом, проведенные исследования свидетельствуют, что даже в лёгкой нефти содержатся вещества достаточно тугоплавкие, способные создать и способствующие образованию отложений асфальтосмолистых веществ и парафинов в оборудовании скважин в широком диапазоне изменения технологических режимов эксплуатации скважин. В лабораторных опытах этой серии замечено, что до начала размягчения остатка после вытяжки растворителями вещество остатка не прилипает к стенкам стеклянного сосуда.

Важное значение для промысловой практики имеет расчет распределения температуры по стволу фонтанирующих скважин. Однако для условий месторождений расчетной методики не существовало, поскольку в процессе подъема нефти по фонтанному лифту происходит большой перепад температур. Поэтому была разработана методика определения температуры в любой точке добывающей фонтанной скважины, на основе применяемой методике для низкотемпературных пластов. Разработанная методика адаптирована к геолого-физическим условиям Западной Сибири с высокими температурами пластов.



Таблица 2.1 Расчетное распределение температурыпо стволу работающей скважины

Глубина,м	Температура на расчетной глубине, °С, при различных дебитах, т /сут
	30	50	100
200	48,9	58,6	78,3
500	56,3	65,3	83,7
1000	68,6	76,5	92,6

Как показывает анализ полученных результатов расчётов, наиболее существенную роль в уровне температуры на любой глубине скважины играет дебит жидкости, но только в том случае, когда добывается нефть с низким газонасыщением или устьевое давление превышает давление насыщения нефти при малых дебитах.

Исходя из результатов исследований состава отложений парафиновых и асфальтосмолистых соединений, зона отложений перемещается вверх по стволу скважины и может сосредоточиваться на глубинах 100-500м (t=18-22°С). Предположительно отложения в этой зоне могут быть представлены в основной массе веществами, выпадающими в осадок из раствора в гексане с добавлением твёрдых парафинов различной температуры плавления твёрдых частиц.

Следующая зона отложений соответствует температурам в скважине, при которых происходит кристаллизация тугоплавких парафинов (t=52-70°С) и приходится на глубины менее 200м. При работе скважин с малыми дебитами в АСПО присутствуют более тугоплавкие вещества, легкие углеводороды и твердые частицы породы коллектора.

Установлено, состав отложений, вероятность их образования и локализация с определенной интенсивностью будут соответствовать содержанию в нефти групп углеводородов, обнаруженных в составе отложений , их свойствам. Для нефти Красноленинского месторождения полученные лабораторные данные представлены для большинства залежей Западной Сибири.

Средний газовый фактор нефти составляет порядка 210м3/т, а это означает, что 30-35% массы пластовой нефти приходится на углеводороды, газообразные в поверхностных условиях. Такой факт оказывает существенное влияние на процессы разгазирования нефти по стволу добывающих скважин и температурный режим их эксплуатации.

Давление насыщения нефти находится чаще всего в пределах 16МПа, а устьевое давление фонтанирующих скважин в минимуме обеспечивает требования системы нефтегазосбора и поддерживается обычно равным 1,0МПа.

Приближенные расчеты интегрального охлаждения газа при разгазировании нефти в насосно-компрессорных трубах показывают, что возможное снижение температуры газа могло бы достигать порядка 20-30 °С. Это означает, что количество тепла, на которое уменьшится теплосодержание потока в скважине при рассматриваемых нами условиях, может соответствовать снижению температуры жидкости и газа примерно на 10-15°С. Такое уменьшение температуры потока происходит по стволу скважины постепенно, начинается в зоне соответствия давления насыщения нефти и заканчивается у устья скважины.

Высокий газовый фактор оказывает постоянное и определённое влияние на возможность образования АСПО и их локализацию по стволу скважин. Такой вывод подтверждается промысловыми исследованиями, которыми установлено, что образование АСПО в скважинах происходит все более часто с разгазированием нефти в стволе.

Интенсивность отложений парафина в значительной степени зависит от величины температуры и давления в зоне отложений. Большое значительное снижение давления в фонтанном лифте приводит к резкому выделению из нефти более тяжелых углеводородных газов, являющихся лучшими растворителями парафина и, следовательно, к увеличению интенсивности отложений.

Специфика влияния давления на образование и локализацию отложений асфальтосмолистых веществ в скважинах Красноленинского месторождения рассмотрена на примерах фактической эксплуатации ряда скважин.

Анализ промысловых данных работы скважин за длительный период эксплуатации показывает, что высокий уровень пластового, забойного и устьевых давлений способствует образованию АСПО в широком интервале температур при различной депрессии на пласт и продуктивности скважин. Можно отметить, что частота образования отложений асфальтосмолистых и парафиновых веществ не увеличивается при изменении продуктивности скважин в пределах дебитов нефти 3-50т/сут, с изменением депрессии на пласт и температуры на устье Tу =3-8°С. Таким образом, вероятно образование отложений асфальтосмолистых веществ в малой степени зависело от парафиновых веществ и в максимальной степени могло быть обусловлено тугоплавкими веществами асфальтосмолистого ряда.

2.7 Методы борьбы с парафиноотложениями

Для борьбы с образованием парафиновых пробок распространение получили следующие способы:

-обеспечение скорости движения потока добываемой скважинной продукции выше значения критерия Рейнольдса 1500-2320, соответствующего максимальной интенсивности парафиноотложений;

-применение деэмульгаторов (дисольван 4411 и др.) в дозировках, способных вызвать разрушение водонефтяной эмульсии, с последующей перекачкой продукции скважин в расслоенном режиме. Этот метод сопряжен с коррозией нефтепроводных коммуникаций и требует для предотвращения коррозии введения ингибиторов;

-применение труб с защитным полимерным покрытием (эпоксидным и др.), стальных труб с цинковым покрытием, труб с меньшей шероховатостью поверхности (увеличение класса чистоты поверхности);

-удаление парафиновых пробок промывкой растворителями, горячей нефтью, паром, при помощи скребков.

В настоящее время для борьбы с парафиноотложениями в ТНК-Нягань на скважинах, эксплуатируемых УШГН, УЭЦН, фонтаном применяются тепловые, химические и механические методы.

Тепловой метод

Тепловой метод заключается в промывке скважин горячей нефтью. С этой целью в затрубное пространство агрегатом АДП подается горячая нефть, которая нагревает НКТ, а восходящий по НКТ поток растворяет и выносит отложения. Основными особенностями метода являются тепловое взаимодействие нисходящего и восходящего потоков, а также большие тепловые потери в окружающие скважину горные породы и на нагрев труб. В результате при тепловой обработке прогревается лишь верхняя часть скважины, ликвидация отложений на больших глубинах идет медленно.

Согласно работе коэффициент теплопередачи за время, равное приблизительно 1-2 часа, меняется кратно, поэтому глубина прогрева зависит как от дебита и начальной температуры, так и от времени с начала обработки.

Специальные исследования по замеру температуры в НКТ на глубине 300 метров при тепловой обработке в скважине №2744 показали, что термостабилизация наступает приблизительно через 2 часа с начала закачки.

Расчеты распределения температуры в НКТ и кольцевом пространстве по скважине №2744 показывают, что при длительной подаче горячей нефти от агрегата АДП на максимальном режиме с температурой 1000С на глубине 500-800 метров температура стабилизируется на уровне 250С. Температура плавления парафина превышает 500С, поэтому основной механизм удаления отложений заключается в их растворении в горячей нефти.

Исследования НГДУ «Красноленинскнефть» показали, что тепловые обработки АДП не обеспечивают полного удаления парафина: после первой промывки межочистной период (МОП) уменьшается на 15%, после второй и третей - соответственно на 40 и 60%. Основными причинами являются охлаждение теплоносителя и отсутствие растворяющей способности на больших глубинах, малым объемом прокачки.

Химический метод

Химические методы, применяемые для борьбы с парафинообразованием в скважинах, оборудованных УШГН, включают в себя непрерывную закачку ингибитора в межтрубное пространство и промывку скважины нестабильным бензином.

Предотвращение образования парафиноотложений производится ингибитором СНПХ-7214Р, который является ингибитором комплексного действия, заключающегося в создании пленки на поверхности НКТ и формировании микрокристаллической структуры твердых органических образований, что препятствует выпадению парафина на стенках НКТ. Основные физико-химические показатели ингибитора СНПХ-7214Р приведены в таблице 2.2.

Таблица 2.2 Характеристика ингибитора СНПХ-7214Р

Внешний вид	Плотность при 200С, кг/м3	Кинематическая вязкость при 200С мм2/с	Температура вспышки паров, 0С	Температура застывания, 0С
Жидкость коричневого цвета	956	18,70	50	-55

Непрерывная подача ингибитора производится наземным дозировочным устройством УДС, с приводом насоса НД от станка-качалки и УДЭ. Суточная норма расхода ингибитора на одну скважину составляет 1-2,5 литра в зависимости от дебита скважины В настоящее время, устройством УДС оборудовано 12 скважин или 13% фонда.

Применение ингибитора на Талинской площади показало хорошие результаты. Как видно из таблицы 2.3 использование ингибитора СНПХ-7214Р позволило увеличить межочистной период в 1,6 раза.

Таблица 2.3 Эффективность применения ингибитора СНПХ-7214Р

Число скважин	Дебит по нефти, т/сут.	Подача ингибитора, л/сут.	Удельный расход ингибито-ра, г/т. нефти	МОП без примене-ния ингибитора, сут	МОП с примене-нием ингибитора, сут	Эффективность
12	8…35	1…2,5	200…250	15…30	25…45	1,6

Использование ингибитора СНПХ-7214Р полностью не предотвращает образования парафиноотложений в НКТ, а лишь способствует увеличению межочистного периода. Со временем отложения накапливаются и их необходимо удалять.

Механический метод

К механическому способу относят применение двойной системы контроля парафинизации. Применение двойной системы парафинизации позволяет полностью исключить отложение парафина как на стенках НКТ, так и на насосных штангах. Парафин не откладывается на стенках НКТ, так как плавающие скребки, расположенные между неподвижными, удаляют парафин с насосных штанг. Рекомендуется использовать двойную систему контроля парафинизации на скважинах с межочистным периодом менее 1-го месяца.

Наиболее распространенный способ удаления парафина со стенок фонтанных труб - срезание его при помощи скребков различной конструкции, периодически спускаемых в скважину без остановки ее работы.

Основными частями скребка являются: его тело, ножи и груз-утяжи-литель. В скважину скребок спускают на стальной канатной проволоке диаметром 1,8-2 мм, Для этого на фонтанную арматуру укреплен лубрикатор с направляющим роликом, который снабжен специальным сальником для герметизации выхода проволоки. Скребок спускается в скважину под действием груза-утяжилителя, а поднимается при помощи ручной или механизированной лебедки. Парафиновые отложения при этом срезаются, а срезанные кусочки их подхватываются фонтанной струей и выносятся на поверхность.

До недавнего времени скребок поднимали только ручной лебедкой. Это был тяжелый труд. Позднее применили лебедку, вращающуюся от электромотора. В настоящее время спуск и подъем автоматизируются. На специальном устройстве оператор задает режим работы скребка. Во исполнение этого автомат опускает его на заданную глубину, переключает мотор лебедки на подъем, не допускает разматывания проволоки или ее обрыва и так далее. Труб рабочего стал более легким (контроль за работой механизма).

Однако эти установки капризны в работе и требуют систематического наблюдения. Особенно дело осложняется зимой, когда скребковая проволока обволакивается инеем или коркой льда. В ТНК-Нягань в настоящее время они не используются.

Нефтезалежи ЮК10-11 Красноленинского месторождения относятся к типу парафиновых, содержат высокомолекулярные парафины, их отличительной особенностью является высокая температура плавления большей части этих соединений. Это свойство высокомолекулярных углеводородов обусловливает возможность образования отложений в высокодебитных скважинах с повышенной температурой потока, сложность борьбы с образованием и удалением отложений, специфику состава и механизма их образования. Применяемые методы удаления АСПО недостаточно эффективны.

Повышение эффективности удаления асфальтосмолистых и парафиновых отложений можно достичь на базе растворителей, получаемых при первичной переработке нефти, и совершенствования технологии их применения.

Технология обработки бензином для удаления парафиноотложений

Использование бензина в качестве удалителя парафина не принесло значительных улучшений показателей работы скважин по сравнению с обработкой горячей нефтью. В то же время, как показывает опыт использования бензина на других месторождениях, в частности в ОАО «Сургутнефтегаз», эффективность обработок зависит от технологии применения удалителя. Необходимо выбрать или разработать такие методы борьбы, при которых происходит полное удаление отложений.

Для месторождений Западной Сибири институтом СибНИИНП была разработана методика обработок скважин различными удалителями, в том числе бензином РД 39-1-757-82. Как отмечено в Руководящем документе, использование бензина может значительно увеличить межочистной период скважин (не менее чем в 1,5 раза) не затрачивая больших ресурсов и значительно не изменяя технологии промывки.

Сущность этого метода заключается в том, что в рабочую скважину в межтрубное пространство закачивается расчетный объем бензина, чтобы бензин заполнил насосно-компрессорные трубы затрубное пространство до устья скважины. После чего скважина остается в работе. За время отбора бензина насосом эти парафиновые отложения успевают раствориться.

При этом методе используется звено специальной техники, состоящее из агрегата ЦА-320 и двух автоцистерн. Автоцистерны заполняются бензином.

В таблице 2.4 приведены основные физико-химические свойства нестабильного бензина.

Таблица 2.4 Основные физико-химические свойства бензина

Удалитель	Плотность, кг/м3	Вязкость, мм2/c	Начальная температура кипения, 0С	Октановое число
Бензин	725	0,54	35	55,6



2.8 Расчет обработки скважины растворителем

Так как колонна штанг комплектуется из штанг с диаметрами 22 и 19мм в соотношении 60 и 40 % соответственно, примем средний диаметр штанг, равный 20мм или 0,02м.

Для расчета объема межтрубного пространства, который находиться как разность между объемом скважины и объемом насосно-компрессорных труб.

Таким образом, расчетов можно сделать вывод о том, что для использования предложенной технологии по удалению парафиновых отложений на 1 скважину потребуется 10 - 13,5 м 3 бензина в зависимости от глубины спуска насоса.

Рассчитаем время, необходимое для закачки определенного объема бензина.

Для закачки используется агрегат ЦА-320 с насосом высокого давления 9Т с частотой вращения вала двигателя 1500 оборотов в минуту. В таблице 2.5 представлена зависимость производительности насоса от скорости.

Таблица 2.5 Зависимость производительности насоса от скорости

ЦА-320	II скорость	III скорость	IV скорость
Производительность насоса	3.56	6.8	10.35

Последовательность проведения «Технология закачки бензина в скважину» включает операции:

а)к межтрубному пространству скважины подключить насосный агрегат через обратный клапан;

б)опрессовать линию подачи агрегата при давлении, превышающем межтрубное давление в 1,5 раза, но не более давления опрессовки колонны (18Мпа);

в)открыть задвижку межтрубного пространства, закачать расчетный объем бензина и продавить расчетным объемом продавочной жидкости, чтобы удалитель заполнил насосно-компрессорные трубы до устья скважины;

г)закрыть задвижку и оставить скважину на реагирование на 6-8 часов;

д)демонтировать линию подачи агрегата;

е)скважину запустить согласно установленному режиму.

Обобщение анализа проведения обработки

Применение бензина как растворителя для удаления АСПО эффективно только при отношении массы растворителя к массе отложившихся АСПО не менее чем 5:1. При снижении данного соотношения эффективность разрушения АСПО бензиновыми растворителями в статических условия резко падает.

В результате промывки скважины дебит скважины по нефти возрос с 12,2 т/сут до 18,4 т/сут.

2.9 Анализ борьбы с АСПО на месторождении

Расчеты, а также промысловая практика, показывает, что во всем интервале скважины, где температура внутренней поверхности подъемной колонны становится ниже, температуры начала кристаллизации происходит отложение фракции АСПО. За короткое время образуется слой парафиновых отложений небольшой толщины. Это способствует некоторой стабилизации температурной обстановки внутри скважины, т .е . парафиновые отложения оказывают некоторое теплоизолирующее воздействие на стенки НКТ(рис.2.1). Тем не менее если не принять никаких мер, будет происходить постепенное наращивание парафиновых отложений. По мере сужения проходного сечения канала увеличивается скорость нарастания парафиновой пробки. Причем, наибольшая интенсивность роста толщины отложений получена в наиболее узком сечении канала.

Линии 1,2,3,4 соответствуют t=4,8,10 и 11 суток

Также расчеты показали, что температуры газожидкостного потока и внутренней стенки НКТ с ростом отложений снижаются, хотя следовало бы ожидать, что парафиновые отложения окажут дальнейшее теплоизолирующее воздействие, и темпы их дальнейшего роста снизятся. По-видимому, здесь вступает в действие другой конкурирующий фактор, а именно: давление с ростом отложений увеличивается и это приводит , при неизменных устьевом давлении и температуре на забое скважины, к снижению температур. Также надо учитывать, что процесс парафинизации скважины приводит к снижению дебита и тем самым к большему остыванию продукта скважины из-за уменьшения линейных скоростей фаз.

Как показывает промысловая практика для удаления отложений толщиной в несколько миллиметров, например, растворителями, требуется достаточно большое время. Таким образом, из допустимых средств борьбы с парафиновыми отложениями, в первую очередь, необходимо рассмотреть превентивные, способные при тщательной реализации технологии применения обеспечить предупреждение выпадения парафина на стенках подземного оборудования.

Как показывает практика, единственным универсальным средством предупреждения парафинообразования является сохранение в подъемной колонне скважины оптимального температурного режима (температура стенки подъемной колонны должна быть выше температуры начала кристаллизации парафина). В этой связи в качестве одного из превентивных методов борьбы с парафиновыми отложениями может служить комплекс мероприятий по снижению теплопередачи через систему труб скважины.

Существенно улучшить температурную обстановку в подъемной колонне позволяет использование теплоизолированных труб (рис. 2.4) . Также эксплуатация скважин с теплоизоляционными трубами значительно увеличивает время задержки протаивания мерзлого грунта, что благоприятным образом влияет на устойчивость скважины и прискважинного оборудования. Негативной стороной использования теплоизолированных труб является то, что изготовление подобных труб довольно сложно и не всегда экономически оправдано.

Также было проведено численное исследование влияния дебита и проходного сечения подъемных труб скважины на интенсивность парафинизации.

Данное исследование показало, что с уменьшением дебита скважины интенсивность роста парафиновых отложений возрастает. Этому обстоятельству можно дать следующее объяснение: продукт скважины, двигаясь медленнее (уменьшаются линейные скорости фаз), отдает за время подъема к устью большее количество теплоты в окружающую горную породу. Температура газожидкостного потока по высоте скважины снижается, тем самым провоцируется более быстрый рост парафиноотложений.

Кривые 1, 2 и 3 соответствуют dh = 0,5 и 10 мм ; остальной объем межтрубного пространства заполнен нефтью.

Установлено, что интенсивность парафинизации с уменьшением диаметра подъемных труб (при прочих равных условиях) увеличивается, хотя протяженность парафиноопасного интервала несколько снижается. Отсюда следует, что в условиях диапазона изменение дебитов в несколько десятков до первых сотен объема. Вследствие возможного удаления парафиновых отложений был предложен путь переключения фонтанных скважин на более высокий дебит.

При использовании нестабильного бензина в качестве удалителя парафиноотложений были получены результаты, на основании которых можно сделать некоторые выводы (таблица 2.6). В таблице 2.6 приведены параметры работы скважин до и после проведения промывок бензином. Как видно, на скважинах с производительностью более 8 м3 за сутки произошло увеличение дебита на 1-3 м3. В то же время на некоторых скважинах дебит не изменился.



Таблица 2.6 Результаты определения влияния различных растворителей на парафиновые отложения

Растворитель (смесь)	Плотность кг/м3	Соотношение парафин-растворитель	Температура опыта 0С	Растворимость
Бензин	714	1:20 1:25	60-70	Полная
Нефть	850	1:20 1:25	90-100	Неполная
Керосин	777	1:20 1:25	60-70	Неполная

Также при проведении текущих ремонтов на некоторых скважинах, на которых производились промывки бензином, не было выявлено наличие парафина на стенках НКТ, причем на глубине 250-300 метров, где наиболее всего происходит процесс образования отложений.

Как видно, заметных улучшений показателей работы скважин не произошло, однако увеличился межочисной период по сравнению с обработкой горячей нефтью. Это связано, прежде всего, с объемом закачки удалителя, который закачивается в межтрубное пространство в объеме 10м3, после чего скважина остается в работе. В результате этого бензин успевает до конца удалить отложения парафина, который выносится на поверхность потоком добываемой жидкости. Согласно исследованиям, проведенным в ОАО «Сургутнефтегаз», при промывке скважин с глубиной начала выпадения парафина 800 метров растворителем типа бензиновой фракции требуется не менее 10 м3 растворителя. Для использования данного метода по удалению парафиновых отложений в условиях, рассматриваемого месторождения, необходимо проведение комплексных исследований по определению необходимого объема бензина для полного удаления отложений.

Эффективность использования бензина в качестве удалителя можно значительно увеличить, используя другие технологии.



Таблица 2.7 Параметры работы скважин до и после проведения промывок нестабильным бензином

Скважна	Обводненность, %	Дебит жидкости до промывки м3/сут	Дебит жидкости после промывки м3/сут	Объем закачки, м3	МОП сут	Дебит жидкости после Г.О м3/сут	Объем закачки, м3	МОП сут
5414 5332б 5306б 5256 5261 5262 5828 2713 2737 2739 2768 2718 2770 2772 2745 2722 5826 2629 2543 2804 2533	39 6 31 2 3 6 2 42 13 51 9 5 4 13 4 5 7 12 3 4 8	8 4 10 15 8 10 15 3 5,8 4 5 3 5 6 2 4.5 28 8 5 3 35	9 4.3 11 17 12 13 20 3 6 5 7 3 5 7 2 5 35 8,5 5.5 3 52	10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10	45 50 50 45 45 45 60 50 55 60 58 45 50 50 40 45 60 50 50 60 60	9 4 10 16 12 11 17 3 6 5 6 3 5 6 2 5 32 8 5 3 40	30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 60 30 30 30 50	30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30

Анализ результатов согласно таблицы 2.7 показывает, что более полное удаление достигается с применением бензина. По опыту обработки двадцать одной скважины Красноленинского месторождения Талинской площади межочистной период увеличился в среднем на 51 сутки по сравнению с горячей обработкой нефтью (30 дней).



3. Организационная часть

3.1 Охрана труда и техника безопасности

Все работы в нефтяной и газовой промышленности производятся в соответствии с правилами, разработанными научно-техническим центром Гостехнадзора с участием ведущих специалистов нефтяной и газовой промышленности и геологоразведочных организаций. Правила содержат организационные, технические и технологические требования, выполнение которых является обязательным, для обеспечения безаварийной работы и создания здоровых и безопасных условий труда.

На основании этих правил и типовых инструкций на предприятиях, с учетом местных условий разработаны производственные инструкции по профессиям и видам работ.

Согласно Конституции РФ, дети до 14 летнего возраста к работе не допускаются, подростки до 18 лет имеют льготы и могут быть приняты на работу только после медицинского освидетельствования. Трудовое законодательство установило ряд специальных правил по охране труда женщин. Основными направлениями государственной политики в области охраны труда является:

1.Обеспечение приоритета сохранения жизни и здоровья работников.

2.Принятие и реализация федеральных законов и иных нормативно-правовых актов Российской Федерации об охране труда.

3.Государственное управление охраны труда.

4.Государственный надзор и контроль за соблюдением требований охраны труда.

5.Расследование и учёт несчастных случаев на производстве.

6.Установление компенсаций за тяжёлую работу и за работу с вредными и опасными условиями труда.

Главными задачами охраны труда нефтегазодобывающего предприятия являются:

1.Выявление и устранение производственных опасностей.

2.Ликвидация причин производственных несчастных случаев и профессиональных заболеваний.

3.Оздоровление условий труда.

4.Предупреждение взрывов пожаров и аварий и т.д.

Обязанности по обеспечению безопасных условий и охраны труда в организации возлагается на работодателя. Работодатель обязан обеспечить:

*Безопасность работников при эксплуатации зданий и сооружений;

*Применение средств индивидуальной защиты;

*Соблюдение режима труда и отдыха работников;

*Приобретение и выдача за счёт собственных средств: спец. одежду, спец. обувь и другие средства индивидуальной защиты;

*Обучение безопасным методам и приёмам выполнения работ по охране труда;

*Информирование работников об условиях и охране труда на рабочих местах.

К производственным опасностям и к вредным производственным факторам на нефтегазодобывающем предприятии относятся:

*Неблагоприятные метеорологические условия;

*Движущиеся токоведущие и нагретые части оборудования;

*Шум, вибрация, промышленная пыль;

*Горючие и взрывоопасные вещества;

Большое значение для борьбы с травмами имеет изучение причин несчастного случая. Пострадавшие или очевидцы несчастного случая должны сообщить об этом руководителю. Который в течение суток сообщает в исполнительный орган фонда социального страхования. Расследование проводится комиссией в составе руководителя предприятия или лица уполномоченного им ,инженера по охране труда, уполномоченного по охране труда и промышленной безопасности и представителя профсоюзного комитета.

Нефтегазодобывающие предприятия постоянно оснащаются новой техникой, меняются трудовые технологические процессы, внедряется новое оборудование.

В связи с этим необходимо постоянно обучать рабочих умению обращаться с новым оборудованием, правильно и безопасно вести новые технологические процессы.

На оборудование и механизмы, применяемые при текущем ремонте должны быть в наличии паспорта заводов изготовителей. Перед началом работы подъемника необходимо проверить исправность двигателя, тормозной системы лебедки и ходовой части. При ремонте скважин с возможным выделением сероводорода необходимо руководствоваться специальной инструкцией.

Прием скважины в ремонт, а также сдача её после ремонта производится по акту непосредственно на рабочем месте. Территория вокруг скважины должна быть спланирована в радиусе не менее 30 метров и освобождена от посторонних предметов. Осветительная установка должна устанавливаться за пределами взрывоопасной зоны, т.е. в радиусе 5 м. от устья скважины.

Запрещается изменять положение балансира станка- качалки проворачиванием клиноременной передачи в ручную. До начала работ по подъему и спуску труб необходимо проверить правильность установки подъемника в результате « холостого» подъема и спуска талевого блока. При проведении спуско-подъемных операций(СПО) , мачта должна быть отцентрированна относительно оси скважины. Перед началом СПО мастер бригады текущего ремонта обязан лично осмотреть оборудование, инструмент, приспособления и механизы применяемые в работе. Результаты проверки заносятся в журнал проверки технического состояния оборудования. Запрещается производить СПО и вести расхаживание инструмента без индикатора веса, который устанавливается на высоте не более 3,5 м.

Запрещается эксплуатировать мачту с нагрузками, превышающими указанные в техническом паспорте агрегата.

Спуск труб и штанг следует производить с применением направляющих воронок из материала, не дающего искр при ударах.

Выброс на мостки и подъем с них штанг разрешается производить только по одной штанге. Выброс на мостки и подъем с них труб диаметром более 51 мм разрешается производить двухтрубками.

При длительных перерывах в работе по подъему и спуску труб устье скважины должно быть надежно закрыто. Запрещается производить СПО при неполном составе вахты. При укладке НКТ на мостки под каждый ряд труб необходимо укладывать деревянные прокладки - не менее трёх.

Ремонтный персонал во время проведения работы должен находиться в защитной каске, спецодежде, спецобуви и рукавицах.

Бригады текущего ремонта скважин должны быть обеспечены радиосвязью с постоянным вызовом.

3.2 Противопожарная защита

Нефтяная промышленность с точки зрения пожарной опасности характеризуется взрыва и огнеопасностью нефти и газа. Их взрыва и пожароопасные свойства характеризуются пределами: температуры вспышки, температурой самовоспламенения, самовоспламенением и взрывом.

Температурой вспышки называется наименьшая температура горючего вещества, при которой создаётся смесь газов или паров с воздухом, способная воспламенятся при поднесении огня или др. импульса воспламенения. К легко воспламеняющимся жидкостям отнесены ацетон, бензин, нефть, керосин с температурой вспышки с 28 до 450С. К горючим жидкостям - моторное топливо, масло, парафин, мазут с температурой с 45 до 1200С.

Температурой воспламенения называется наименьшая температура горючего вещества, при которой оно загорается от открытого источника огня или тепла и продолжает горение после удаления этого источника.

Самовоспламенение вещества происходит во время нагревания смеси его паров с воздухом до определённой температуры, при которой в данных условиях вещество способно загорается без воздействия импульса воспламенения.

Взрыв - это чрезвычайное быстрое горение, сопровождаемое выделением большого количества тепла и раскалённых газообразных продуктов и образованием большого давления. Для возникновения взрыва необходимы 2 условия:

1.Определённая концентрация горючих паров или газа в воздухе.

2.Импульс, способный нагреть эту смесь до температуры самовоспламенения.

Объекты по степени пожарной опасности подразделяют на 5 категорий. Категория А - производства связанные с получением, применением или хранением газов и паров с нижним пределом взрываемости до 10% , содержащихся в таких количествах, при которых возможно образование с воздухом взрывоопасных смесей ; жидкостей с температурой вспышки паров 280С и ниже; твёрдых веществ и жидкостей, воспламенение или взрыв которых может последовать при взаимодействии с водой или кислородом. Б - производства, связанные с обработкой, применением, образованием или хранением газов и паров с нижним пределом взрываемости более 10%, содержащихся в количестве, достаточном для образования с воздухом взрывоопасных смесей. В - производства, применяющие жидкости с температурой вспышки паров выше 1200С или перерабатывающие твёрдые сгораемые вещества. Г - производства, связанные с обработкой несгораемых веществ и материалов в горячем, раскалённом или расплавленном состоянии с выделением искр, пламени а также производства, связанные со сжиганием твёрдого, жидкого или газообразного топлива. Д - производства, обрабатывающие несгораемые вещества и материалы в холодном состоянии, механические цехи холодной обработки металлов, компрессорные станции, склады металла и т.д. Все производственные помещения по степени взрывопожароопасности делятся на классы: Взрывоопасные В-1,В-1а,В-1б,В-2,В-2а, пожароопасные П -1, 77-2, П-2а, 77-3, В-1г и Н (невзрыво- и непожароопасные).

На предприятиях и организациях образуются добровольные пожарные дружины. Подразделения добровольной дружины должны быть обеспечены пожарно-техническим оборудованием и инвентарём.

Руководители предприятий обязаны создавать ПДК, основными задачами которых являются:

*разработка мероприятий по обеспечению пожарной безопасности;

*привлечение рабочих к проведению пожарно-профилактических работ;

*ведение разъяснительной работы среди рабочих и ИТР по соблюдению противопожарных правил и т.д.

Для решения этих задач ПДК должны: раз в квартал обследовать все производственные цеха, строения, склады и другие помещения, разрабатывать мероприятия по устранению выявленных нарушений, контролировать их выполнение. Принимать участие в разработке инструкций и правил пожарной безопасности, контролировать их соблюдение. Организовывать и проводить совещания с участием органов пожарной охраны, организовывать смотры ДПД.

Одним из наиболее надёжных и простых способов тушения жидкости является способ прекращения испарения и парообразования горящей жидкости путём изоляции её поверхности от окружающего воздуха.

Огнегасящие средства могут быть жидкие (вода, растворы солей и др.), газообразные (водяные пары, газообразная углекислота.), пенообразные и твёрдые (земля, песок, твёрдая углекислота).

Мероприятия по пожарной безопасности:

1.Предупреждение пожаров.

2.Ограничение сферы распространения огня.

3.Успешная эвакуация людей и материальных ценностей.

4.Создание условий эффективного тушения пожара.

3.3 Производственная санитария

Труд - является основой формирования и общественного развития человека, создание для него материальных ценностей. Труд необходим для нормального протекания биологических процессов в организме.

Издавна наблюдались как положительные, так и отрицательные его последствия, не только ухудшающие результаты трудовой деятельности, но и вызывающие процесс заболевания.

Профессиональные заболевания - это болезни, вызванные воздействием неблагоприятных факторов производственной среды.

Разделяют две группы болезней:

-Болезни, где единственным этнологическим фактором является, тот или иной вредный производственный фактор.

-Болезни, причиной которых наряду с производственными могут быть бытовые, наследственные, и их так же относят к профзаболеваниям.

Основной задачей гигиены труда, является разработка и внедрение таких мероприятий в организацию труда, которые обеспечили бы максимальную его производительность и отсутствие вредного влияния на здоровье работающих.

Для обеспечения условий способствующих максимальной производительности труда, необходимо физиологическое обоснование требований к устройству оборудования и рабочего места, длительность периода работы и отдыха и ряда других факторов влияющих на работоспособность.

Основным факторами, влияющими на организм работающих на нефтегазодобывающих предприятиях, являются метеорологические условия и наличие вредных веществ, а также сотрясения и шум.

Метеорологические условия.

Работы на нефтегазодобывающих предприятиях часто проводятся на открытом воздухе, поэтому они связаны с воздействием на работающих различных метеорологических условий (температуры, влажности воздуха, ветра, естественных излучений). Метеорологические условия подвержены сезонным и суточным колебаниям.

Неблагоприятные метеорологические условия могут явиться причиной несчастных случаев. При высокой температуре воздуха понижается внимание, появляется торопливость и неосмотрительность; при низкой - уменьшается подвижность конечностей вследствие интенсивной теплоотдачи организма. Влияет на теплоотдачу организма и влажность воздуха: нормально при температуре 18?С влажность должна находиться в пределах от 35 до 70%. При меньшей относительной влажности воздух считается сухим, при большей - с повышенной влажностью. Как то, так и другое, отрицательно сказывается на организме человека. Сухой воздух приводит к повышенному испарению, в связи с чем появляется ощущение сухости слизистых оболочек и кожи. Очень влажный воздух, наоборот, затрудняет испарение.

При работе на открытом воздухе правилами безопасности предусмотрены мероприятия по защите рабочих от воздействия неблагоприятных метеорологических факторов: снабжение рабочих спецодеждой и спецобувью; устройство укрытий, зонтов над рабочими местами, помещений для обогрева рабочих (культбутки) и т.д.

Во время сильных морозов, ветров, ливней всякие работы запрещаются. К числу мероприятий по улучшению условий труда при работе на открытом воздухе относится также создание микроклимата на рабочих местах с помощью соответствующих агрегатов и устройств.

Производственное освещение.

Освещение производственных помещений, площадок и кустов нефтегазодобывающих предприятий считается рациональным при соблюдении следующих требований:

Световой поток должен достаточно ярко и равномерно освещать рабочее место, чтобы глаз без напряжения различал нужные ему предметы и не испытывал слепящего действия как от чрезмерной яркости света, так и отражающих поверхностей.

На полу в проходах не должно быть резких и глубоких теней. Освещение должно быть как в помещениях, так и на наружных установках, где возможно образование опасных по взрыву и пожару смесей.

Для кустов, скважин установлены следующие нормы электрического освещения (в люксах):

Таблица 3.1

Объект	Норма освещения, люксы
Устья нефтяных скважин	10
Моторные будки станков-качалок	10
Рабочие места
Устье скважины	25
Лебедка	15
Подъемная мачта	2
Люлька верхнего рабочего	15

Производственный шум.

При работе со скважиной кроме химических веществ, влияние также оказывает производственный шум.

Для смягчения пагубного влияния звука с высоким уровнем давления на слуховой аппарат человека, рекомендуется применять звукоизолирующие наушники.

3.4 Охрана недр и окружающей среды

Федеральное и местное законодательства вводят ряд ограничений на хозяйственную деятельность для некоторых территорий с целью охраны природы, рационального использования ресурсов и сохранения традиционного уклада жизни, многочисленных народностей севера.

Красноленинское месторождение введено в эксплуатацию в 1981 году.

При дальнейшей эксплуатации Красноленинское месторождения природоохранная деятельность предприятия должна быть направлена на решение трех взаимосвязанных проблем:

-обеспечение экологической сохранности территории нефтяного месторождения и прилегающих к нему зон, на которые возможно влияние при эксплуатации месторождения, восстановление последствий уже имевших место нарушений природной среды;

-обеспечение экологической безопасности местного населения и персонала, работающего на месторождении;

-повышение ответственности персонала предприятий за качество выполняемых им работ, загрязнение окружающей среды, рациональное использование природных ресурсов, выполнение природоохранного законодательства.

Сложившееся воздействие на окружающую природную среду в регионе и непосредственно на рассматриваемой территории определяют нефтепромысловые объекты и сооружения Красноленинское месторождения.

Воздействие кустов скважин, сооружений подготовки нефти и закачки пластовой воды проявляется практически на все компоненты природной среды: атмосферный воздух, поверхностные и грунтовые воды, почвенно-растительный покров, недра.

Исследования показывают, что наибольшее воздействие на природную среду происходит при аварийных ситуациях на нефтепроводах.

Охрана воздушного бассейна.

Технология добычи нефти неизбежно сопровождается выбросом вредных веществ в атмосферу в результате потерь нефти и газа при их сборе, транспорте,подготовки и переработке, при сжигании газов на факелах и при работе двигателей технологического транспорта. К наиболее крупным источникам выбросов в атмосферу относятся: резервуарные парки, энергетические установки, факела всех типов, автотранспорт, газопроводы неотбензиненного газа. Основными загрязняющими веществами являются углеводороды, сероводород, окислы азота, окись углерода, сернистый ангидрид, сажа.