Тепловая Депарафинизация Скважин Ф.А. Каменщиков' title='Тепловая Депарафинизация Скважин Ф.А. Каменщиков' />Автор Васечкин, Алексей Андреевич, кандидат технических наук. Тепловые методы. Каменщиков Ф. А. Тепловая депарафинизация скважин. Библиографическое описание Василевская А. Особенности. Каменщиков Ф. Удаление асфальтосмолопарафиновых отложений растворителями. Литвиненко В. С. Основы бурения нефтяных и газовых скважин. Каменщиков Ф. А. Тепловая депарафинизация скваж. Стрижов И. Н. Технология физико химических методов борьбы с осложнениями при эксплуатации высокообводненных скважин. Центр химической механики нефти АН РБ. Практически вес высокопродуктивные нефтяные месторождения, разрабатываемые филиалом ЛНК Баш нефть Башнефть Уфа вступили в поздние стадии разработки, когда из за высокой обводненности продукции процессы добычи нефти существенно осложняются коррозией оборудования, образованием обложений и вязких эмульсий. Такое же положение отмечается гго Юсуповской площади Арланекого месторождения, где содержание СВБ в добываемой жидкости изменяется от 1Г до 1. Тепловая Депарафинизация Скважин Ф.А. Каменщиков' title='Тепловая Депарафинизация Скважин Ф.А. Каменщиков' />Индийский Сериал Uttaran Все Серии. Каменщиков' title='Тепловая Депарафинизация Скважин Ф.А. Каменщиков' />Этим можно объяснить образование сульфидов железа я системе добычи, сбора и подготовки нефти по этим объектам разработки. Пефти Лсмезинского, Болконского месторождений содержат сероводород естественного происхождения. На ряде месторождений причиной появления сульфидов железа является смешение вод различных горизонтов. Исследования состава сложных осадков из скважин месторождений НГДУ Чекмагушнефтъ и Уфанефть показали, что усредненный состав отложений выглядит следующим образом масс. АСПО 1. 2 и нерастворимый осадок 8. Удаление ЛСПО в скважинах достигается путем очистки поверхности труб и оборудования механическими скребками, проведением тепловых и химических обработок. Из всего разнообразия способов одним из самых распространенных методов является применение органических растворителей АСПО рисунок 2. СШIX 7. 94. 1, СНПХ 7. Щ в последние годы используется Сонпар 5. Удельный расход ингибиторов к 2. Сотшр 5. 40. 3 обладает худшими нншбирутощими свойствами по сравнению с СШIX 7. Данная технология подъема нефти создана с учетом многокомпонентно ста добываемой жидкости и предусматривает выравнивание индивидуальных скоростей составляющих се компонентов. Конструкция нагнетателей жидкости и их компоновка па колонне штанг показаны на рисунке 3. Из семи скважин, оборудованных нагнетателями жидкости, в пяти получен аффект в виде снижения интенсивности АСПО, В частности, об этом свидетельствуют рост МРП ь 1,5 раза, увеличение МОП на 2. Эти отложения условно подразделяются на три основных вида 1 гипсоуглеводородные. Фонд скважин Уфимского и Чекмагушевского УДНГ, осложненных отложениями неорганических солей, сформирован по результатам определения состава отложений с поверхности ГНО Отложения 1 го вида преобладают на Таймурзинском, Манчаровском месторождениях и Юсуповской площади, а отложения 3 го вида в скважинах Сергеевского месторождения. Образование сульфидов является следствием сложных геолого химических изменений в пластах, добываемых водах и микробиологических процессов в ПЗП и скважинах На поздних стадиях разработки месторождений при закачке попутно добываемых вод пласты обогащаются сульфатами и становятся экосистемой, благоприятной для роста и жизнедеятельности СВБ. Из большого разнообразия методов предотвращения отложений неорганических солей эффективными и технологичными являются способы с применением химических реагентов ингибиторов отложений В АНК Башнефть применяется единая технология предупреждения образования отложений путем периодической задавки раствора ингибитора в ПЗП. ШСНУ, б нагнетатель жидкости 1 муфта, 2 резьба насосных штанг ШН 2. Рисунок 3 Штанговая насосная установка с нагнетателями жидкости. Серьезным видом осложнений при эксплуатации нагнетательных скважин является кольматация пород ПЗП механическими частицами, содержащимися в закачиваемой воде Для восстановления приемистости нагнетательных скважин существует ряд технологий, включающих соляно кислотные обработки, повторную перфорацию, закачку в ПЗП растворителей, различные виды вибровоздействий и др. Значительная часть механических примесей, содержащихся в сточных водах и эмульсиях месторождений Западной Сибири 1. Урало Поволжья 4. Для предупреждения этих. Разработаны алгоритм и программа расчета параметров магнитного поля, позволяющие вычислять напряженность, градиент напряженности и силу в любой точке пространства внутри проектируемого устройства и определять траекторию движения взвешенных частиц в жидкости. На основе результатов расчетов было спроектировано устройство для коагуляции ферромагнитных частиц механических примесей, содержащихся в сточной воде пат РФ. Ремонты по причине засорения насосов составляют 3. При этом наиболее часто встречаются отложения, с преимущественным содержанием сульфидов железа Доля этих осложнений составила в 2. Коррозионное разрушение скважинного оборудования обусловлено, помимо агрессивности пластовых вод, присутствием микроорганизмов Наибольшей коррозионной активностью обладают две группы бактерий железобактерии и бактерии, участвующие в преобразовании серы тионовые и СВБ Под слоем образованных бактериями отложений создаются благоприятные условия для протекания коррозионных процессов На металлической поверхности появляются коррозионные отложения в виде темной корки и рыхлых бугорков Они состоят из сульфидов, карбонатов и гидратов оксида железа, включая многочисленные колонии СВБ Сульфид железа по отношению к железу и стали, является эффективным катодом, т е обладает большим положительным потенциалом, чем сталь Разница в потенциалах может достигать величины 0,2 0,4 В Это приводит к образованию глубоких точечных поражений в виде питтингов, скорость образования которых. При эксплуатации УЭЦН в 7 9 случаев имела место сквозная коррозия корпусов ПЭД и насоса В целом выход из строя в результате коррозии установок ЭЦН в 2. Наряду с оборудованием скважин коррозии подвергается сеть трубопроводов, связывающая между собой установки системы сбора, подготовки нефти и воды, а также ППД Действующий парк трубопроводов 2. Уфимскому УДНГ составляет более 1,5 тыс км, протяженность некоторых из них достигает более 6. Внутрипромысловые трубопроводные системы обычно строятся из труб, изготовленных из металла обыкновенного качества углеродистых сталей Многие участки трубопроводов выводятся из эксплуатации и заменяются через 1 3 года из за высокой аварийности Большинство наружных коррозионных разрушений труб вызывается электрохимической коррозией, среди них наиболее часто встречаются нарушения в результате подземной коррозии, вызываемой действием растворов солей, содержащихся в грунтах и почвах, и элекгрокоррозии под влиянием внешних источников тока, блуждающих токов. Источником блуждающих токов являются линии электропередач, электрифицированные железные дороги и подземные коммуникации, имеющие электрохимическую защиту Величина тока утечки с подземного сооружения зависит от многих факторов, основным их которых является удельное сопротивление грунта По результатам исследований условий эксплуатации промысловых трубопроводов Уфимского УДНГ было установлено, что они проложены в высоко и среднеагрессивных грунтах, удельное электрическое сопротивление которых находится в пределах 1. Ом м. Продлить срок службы оборудования можно различными способами. Сущность электрохимической защиты заключается в том, что на металлической поверхности вместо обычной анодной реакции растворения металла происходит катодный процесс Это достигается подключением защищаемого объекта к дополнительному электроду, на котором идет анодная реакция. Для сооружения электрохимической защиты ЭХЗ промысловых трубопроводов от коррозии в Уфимском УДНГ с 1.