автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.06, диссертация на тему:Совершенствование технологии и техники добычи высоковязких парафинистых нефтей

Р Г 5 ОД

1 6 ГДР

На правах рукописи

НАСЫРОВ АМДАХ МУСТАФАЕВИЧ

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ И ТЕХНИКИ ДОБЫЧИ ВЫСОКОВЯЗКИХ ПАРАФИНИСТЫХ НЕФТЕЙ

Специальность 05.15.06. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технически наук

Уфа 1998

Работа выполнена б Уфимском государственном нефтяном техническом университете и нефтегазодобывающем управлении

"Ижеескнефтъ "

НАУЧНЫЙ РУКОВОДИТЕЛЬ: доктор технических наук, профессор Антипин Ю.В.

ОФИЦИАЛЬНЫЕ ОППОНЕНТЫ: доктор технических наук, профессор Хасаиов М.М.

кандидат технических наук, доцент Зубаиров С.Г.

ВЕДУЩАЯ ОРГАНИЗАЦИЯ : Башкирский государственный научно-

исследовательский и проектный институт нефти (Башнипинефть)

Защита диссертации состоится М/У'^ 1998 г. часов

на заседании диссертационного совета Д.063.09.03 (УГНТУ ) по адресу : 450062 , г. Уфа , ул . Космонавтов , I

Автореферат разослан

Ученый секретарь диссертацис д. ф-м . н., профессор

Р. Н . Бахтизин

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы. Современное состояние нефтяной

промышленности характеризуется прогрессирующим вводом в разработку месторождений высоковязких парафинистых нефтей. Огромные запасы такого углеводородного сырья ставят ряд неотложных задач по созданию новых и совершенствованию имеющихся технологий и технических средств добычи. Так, на территории Волго-Уральского нефтегазоносного бассейна выявлено более 470 залежей высоковязких нефтей (ВВН), входящих в состав более чем 270 месторождений. Увеличение трудноизвлекаемых запасов и осложнения в связи с добычей высоковязких нефтей характерны и для месторождений Удмуртии.

На территории Удмуртской республики открыто 63 нефтяных месторождения. В пределах крупных месторождений (Чутырско-Киенгопское, Мишкинсхое, Гремихинское, Ижевское, Мещгряковское, и др.) имеются залежи с вязкостью нефти 56...75 мПа-с и плотностью 909...917 кг/м1. Высокие вязкость и плотность нефтей обусловлены большим содержанием парафина (до 5,8 %), смол (до 33%) и асфальтенов (до 7,5 %). Попутный нефтяной газ низкого качества, использование которого в ряде случаев невозможно. При традиционной технологии подъема высоковязкой нефти глубинными насосами возникает ряд осложнений, приводящих к увеличению числа аварий и снижению межремонтного периода (МРП) работы скважин. Дополнительно добыча нефти осложняется вследствие образования асфальто- смоло- парафиновых отложений (АСПО) с преобладающей частью парафина • на поверхности нефтепромыслового оборудования в скважинах. Поэтому основная сложность технологии подъема высоковязкой нефти заключается в необходимости преодоления больших гидравлических сопротивлений при подъеме жидкостей в насосно-компрессорных трубах при

формировании в них АСПО. Наибольшие осложнения при добыче ВВН в условиях отложения АСПО имеют место в скважинах , оборудованных, штанговыми скважинными насосными установками (ШСНУ ) из-за наличия колонны штанг в трубах.

Аетуальность проблемы совершенствования добычи нефти подтверждается увеличением доли высоковязких, парафинистых нефтей б общей добыче.

Целью диссертационной работы является повышение эффективности добычи высоковязкой нефти в условиях образования АСПО в оборудовании на базе исследования закономерностей образования этих отложений и разработки технологии эксплуатации осложненных скважин.

Основные задачи исследований:

• установление характера и динамики формирования АСПО в период эксплуатации скважин и влияние на этот процесс изменения дебита скважин;

• исследование нагрузок на глубиннонасосное оборудование в процессе формирования смоло-ларафиновых отложений, работоспособности насосных установок и межремонтного периода работы скважин;

• разработка техники и технологии обеспечения работоспособности насосных установок при добыче высоковязкой нефти, склонной к образованию АСПО в скважинах ;

• разработка методики подбора технологического режима работы оборудования, а также требований по допустимой кривизне ствола скважин в зоне установки насосов;

• решение вопросов локализации разливов нефти и утилизации низкокалорийного попутного газа.

Методы решения поставленных задач. Поставленные в диссертации задачи решались путем обобщения опыта эксплуатации скважин- с высоковязкой нефтью в условиях образования АСПО в полости насосно-компрессорных труб (НКТ), теоретическими и экспериментальными исследованиями экстремальных нагрузок на оборудование в процессе накопления осадков и анализом результатов внедрения разработанных технологий и оборудования.

Научная новизна

1 .Установлена динамика дебита скважин с ШСНУ в процессе формирования АСПО в подъемнике, включающая периоды постепенного и последующего резкого снижения подачи насосов, обусловленного торможением колонны штанг;

2. Выявлены закономерности роста углеводородных отложений в зависимости от дебита скважины и ее обводненности. Получена эмпирическая модель расчета толщины АСПО на стенках НКТ во времени;

3. Установлены закономерности изменения экстремальных нагрузок в точке подвеса колонны и амплитуда! напряжений в металле штанг в период отложения АСПО. Получена экспериментальная зависимость для расчета сил гидродинамического трения в реальных условиях скважины при ходе колонны штанг вниз;

4. Разработаны принципиально новые технические средства подъема высоковязкой нефти, основанные на создании малых скоростей равномерного движения колонны штанг, а также вращении колонны насосно-компрессорных труб для безштангового способа подъема нефти (A.c. СССР N 1455046, МКИ 04 Д 13/10).

Практическая ценность и реализация работы.

1. Разработаны технические средства удаления парафина из НКТ скважин с УЭЦН ( А. с. СССР N 1682533, МКИ Е 21 В 37/02 )

и промывки скважины с помощью клапанного узла, позволяющего осуществлять создание циркуляции жидкости в системе : НКТ-затрубное пространство (А. с. СССР N 1121505, МКИ 04 Д 15/02). В ОАО "Удмуртнефть" клапанный узел внедрен на 203 скважинах;

2. Предложены и внедрены в производство технологические методы применения композиций химических реагентов, предупреждающих отложение парафина и дестабилизирующих водонефтаные эмульсии, а также двухступенчатые колонны НКТ с целью снижения сил гидродинамического трения в верхних участках скважины;

3. Разработана методика выбора технологического режима работы насосного оборудования и конструирования колонны штанг и выработаны требования к допустимой кривизне стволов скважин, сводящих к минимуму деформации корпусов насосов и их вибрацию;

4. Разработано и внедрено в ОАО "Удмуртнефть" устройство для сжигания газа (Свидетельство N 846 . Роспатент . МКИ 6 Г 23 Д 14/ 00) . Экономический эффект от внедрения трех устройств по сжиганию газа на Гремихинском месторождении составил за три года (1993-1996 гг.) 550 млн.руб. (в ценах 1996 г.).

Апробация работы. Основные положения диссертации обсуждались на Техсоветах ОАО "Удмуртнефть", ПО "Когалымнефтегаз", НГДУ "Ижевскнефть", Ученых советах УГНТУ, на конференции "Системный анализ процессов разработки нефтяных месторождений и транспорта нефти и нефтепродуктов (г.Уфа, БашНИПИнефгь, 1996 г.).

Структура »объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав , выводов , списка использованных источников, изложена на 147 страницах , включая 30 рисунков и 15 таблиц.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

В первой главе приведены сведения о наиболее крупных нефтяных месторождениях Удмуртской республики. Более подробно рассмотрены условия залегания и физические свойства нефтей Киенгопской зоны нефтенакопления, приуроченной к северному борту Камско-Кинельсхой впадины. Залежи нефти находятся в карбонатных ( Верейских, башкирских, турнейских) и терригенных ( яснополянских ) отложениях.

Наиболее вязкие нефти находятся в карбонатных коллекторах ( 33.....75

мПа-с ), менее вязкие - в терригенных (30.....39 мПа-с). Вязкость нефти

тесно связана с ее составом. По своему составу нефти классифицируются как высокопарафиновые, высокосмолистые со значительным содержанием асфальтенов ( 4,2....7,5 % ). Для этих нефтей присуще малое газосодержание. Растворенный в нефти газ содержит большое количество азота ( 45,3 ...73,7 %) н небольшое количество гомологов метана. Газовые факторы изменяются от 5,1 до 24,2 м3/г.

Разработка нефтяных месторождений АО " Удмурта ефгь " находится в стадии падения добычи нефти и увеличивающегося обводнения извлекаемой жидкости. Аналогично изменяются эти показатели и в НГДУ "Ижевскнефгь". Снижение добычи нефти объясняется снижением среднего дебита скважины за последние пять лет с 5,1 до 4,0 т/сут. при резком снижении МРП по высоковязкому, парафиновому фонду скважин. Так, средний МРП скважин НГДУ " Ижевскнефть " за 1995 г. составил 383 сут., а по скважинам Мещеряковского месторождения в условиях интенсивного образования АСПО он составил 175 сут. Большой проблемой является не только

добыча высоковязкой, парафинистой нефти, но и утилизация низкокалорийного попутного нефтяного газа.

Вторая глава посвящена изучению закономерностей отложения парафина в стволе глубиннонасосных скважин связкой продукцией.

Динамика дебита скважин при накоплении АСПО в НКГ включает периоды постепенного и последующего его резкого снижения вплоть до прекращения подачи насоса, вызванного "зависанием" колонны штанг. Небольшой темп снижения в первый период обусловлен повышением сопротивлений в подъемнике по мере отложения парафина. Этот период составляет около 90 % от полного межочистного периода работы ШСНУ (25...35 сут). В следующий период, при котором зазор между штангами и массой отложений составляет уже не более 3...4 мм на порядок возрастают силы гидродинамического трения, которые вскоре по величине достигают веса колонны штанг в жидкости и служат причиной потери работоспособности оборудования.

Непосредственные замеры толщины парафиновых отложений в скважинах ряда месторождений Удмуртии показали , что глубина начала отложения по ШСНУ составляет - 200...400 м (24 %) и 400...600 м (63 %).

В скважинах с УЭЦН - начало отложения на глубинах 0...200, 200...400, и 400...600м имеют примерно одинаковый порядок - около 30%.

Как правило, толщина отложений возрастает в направлении к устью скважины и имеет максимальное значение в верхних участках.

По мере отложения парафина на внутренней поверхности НКТ происходит существенное снижение минимальной и некоторый рост максимальной нагрузок на головку балансира. Установлена статистическая связь между относительными величинами сил

гидродинамического трения при ходе штанг вниз и изменяющегося зазора в НКТ, полученная по Киенгопской площади ( погрешность

12%)

(1)

^пр ^пр

Р -Я1

1 ит 1 пр

2И

у

Лг-Л

гиУ

где : Ршт - вес колонны штанг в жидкости;

Рщ - сила трения в скважине с отложившимся парафином;

Рщ - сила трения до начала отложения;

И -толщина парафина в верхних трубах; - диаметр НКТ и чгганг. Относительные величины в ( 1 ) изменяются от 0 до 1. Силы трения Гщ и замеряются по динамограммам от линии веса штанг до

нижней точки контура динамограммы в средней части хода вниз. Расчеты по зависимости (1) показывают, что при достижении относительного зазора в трубах величины порядка 0,7 происходит значительное увеличение сил гидродинамического трения и возникает необходимость проведения мероприятий по удалению осадка.

Исследования на этих же скважинах позволили выявить рост толщины АСПО при увеличении дебита скважины. Этот рост особенно интенсивен при дебетах до 20 м3 / сут. При больших дебитах темп роста толщины отложений снижается и при значениях более 40 м3/сут наступает его стабилизация. Связано это с тем, что при больших скоростях течения начинает влиять фактор механического срыва кристаллов парафина с поверхности осадка.

С ростом обводненности продукции толщина отложений парафина при прочих равных условиях увеличивается, однако, при

обводненности более 65 %, напротив, происходит уменьшение отложения парафина вследствие снижения объемного содержания нефти и обращения фаз.

На основе обобщения опытных данных по Киенгопскон площади получена эмпирическая зависимость для расчета толщины отложении парафина в верхних участках НКТ во времени (погрешность - 14%):

Л = 0.0036>2-

' 0.13З/й _ 032(^-0.85В+1) В2 - 0.85В+1 Щ

1,мм (2)

где : 0о - начальный дебит, м1 / суг; ? - текущее время , суг;

В - обводненность в долях ед.

Зависимость (2) получена для интервалов значений С?0=3,5....4ОмУсуг„

.6=0,1 ....0,75 . Она позволяет прогнозировать толщину отложений парафина при исходных параметрах эксплуатации скважин .

В третьей главе рассмотрены особенности расчета нагрузок на оборудование ШСНУ в скважинах с отложившимся парафином, выбора технологического режима и конструкции колонны, а также совершенствование технологии насосной добычи.

Расчетами установлено, что в трубах с переменным сечением величина силы гидродинамического трения штанг о жидкость в верхних участках НКТ на один - два порядка может превышать величину силы трения в нижних участках вследствие сужения кольцевого просвета . При ходе штанг вверх, несмотря на сужение канала увеличение силы трения происходит лишь на 5... 10%. Максимальная нагрузка за цикл откачки увеличивается также незначительно. Минимальная же нагрузка из-за сужения канала в верхних участках НКТ снижается на 100....300 % вплоть до нулевого значения.

Для расчета силы гидродинамического трения при ходе штанг вниз на базе промысловых замеров получена эмпирическая формула, справедливая для скважин Ижевского, Киенгопского и Гремихинского месторождений (погрешность - 8,5 %):

К =

Щ>

1 IklîL v^Jm 1-1/1 + 40.2 • m407)

Inm

1 + itr +

l-m2] Inm J

(3)

r

где : L - глубина подвески насоса ;

m - средневзвешенный диаметр штанг ; ¡л - вязкость жидкости на устье;

- мгновенная скорость штанг в середине хода.

Формула (3) получена на основе сопоставления фактических сил трения, замеренных по динамограмме с теоретическими, полученными расчетным путем. Вязкость нефти при этом замерялась на устье скважины по отбираемым пробам. Фактические силы трения при ходе вверх практически не отличаются по величине от теоретических.

В этой связи основным условием при проектировании насосной добычи таких нефтей должно быть обеспечение скорости откачки, не превышающей некую допустимую величину, при которой установка теряет работоспособность, которая определяется по зависимости (4) :

ИБЛ&фптв+пР+'^О

И1 =-^---(4)

1 Von ¡и£в? + Щ+40.2/и4 07)

Для определения величины вязкости для рассматриваемого месторождения необходимо построить экспериментальную зависимость вязкости от обводненности нефти отбором и анализом проб на устье скважин. Технологический режим выбирается обычным методом. Если

оказалось, что расчетная скорость осуществляют переход

на больший диаметр НКТ.

С учетом полученных теоретических и промысловых исследований результатов разработаны и внедрены в производство технологии, направленные на снижение гидродинамического трения.

Проведенные испытания применения двухступенчатой колонны НКТ на скв. 560Р НГДУ "Ижевскнефть" с 500-метровой верхней ступенью диаметром 76 мм взамен 62,5 мм НКТ позволили увеличить межочистной период работы ШСНУ с 40 до ¡28 суг при невысокой стоимости ступенчатой колонны. *

Для снижения вязкости откачиваемой продукции и увеличения кольцевого просвета в НКТ автором испытаны реагенты комплексного действия (СНПХ-4201 и СНПХ-4501), обладающие деэмульгируюицим и ингибируюшим свойствами. В затрубное пространство ряда скважин было закачано по 0,1м3 растворов указанных реагентов. Анализ данных о работе оборудования показал снижение вязкости жидкости в стволе скважин в 2...5 раз в зависимости от обводненности нефти и отсутствие отложений в течение периода полного выноса реагента из затрубного пространства.

Величина гидродинамического трения снижается при уменьшении скорости движения плунжера. Снижение скорости предусмотрено при разработке специальных средств и технологий добычи нефти, обеспечивающих работоспособность насосных установок. Основу их составляют кинематические схемы, при которых достигаются наименьшие скорости равномерного движения плунжеров насосов и отказ от громоздкого привода станка-качалки. Низкая металлоемкость, малая мощность электродвигателя привода позволяют откачивать жидкость, вязкость которых может быть увеличена в кратное число раз.

На рис. 1 представлены схемы насосов с приводом от специальных устьевых устройств. В первом случае (а) на колонной головке 1

установлены электродвигатель 2 с редуктором 3, большая шестерня которого входит в резьбовое соединение со штоком 4, переходящим в полированный шток колонны штанг 5 глубинного насоса 6. Полированный шток проходит через сальниковое устройство 7 обычного исполнения. Передача "винт - гайка" позволяет снижать числа ходов насоса до 1 ....2 мин1 при глубине подвески до 1200 м и длине хода 1,2 м при мощности двигателя не более 5 кВт габариты устьевого привода не превышают высоты 1,8 м при ширине 0,6 м на сторону. Общая масса привода составляет около 900 кг. При достижении штоком 4 крайних положений элеюрическая схема позволяет осуществлять реверс электродвигателя.

Испытания установки, проведенные на скв. 1221 куста N 11 Гремихинского месторождения НГДУ «Ижевскнефть», показали ее работоспособность. При обводненности нефти 28 %, глубине подвески 900 м, диаметре насоса 43 мм, длине хода 0,9 м и числе ходов 1,5 мин производительность установки составила 2 м3/ сут.

Общий вес наземной части составил 950 кг, а всей системы - 4500 кг, мощность использованного электродвигателя - 3,5 кВт. С помощью разработанной системы оказалась возможной эксплуатация скважины с низким дебитом без перехода на периодический режим при малых затратах электроэнергии и металлоемкости оборудования .

Схема, приведенная на рис. 1 (б), представляет собой без штанговый насос двойного действия с приводом от вращения колонны труб 1 . Внешняя сторона цилиндра 2 выполнена в виде двухзаходного реверсивного винта, входящего в зацепление с неподвижной гайкой, установленной в трубе 3. Последняя закреплена неподвижно в скважине с помощью якоря 4 и имеет над ним ряд отверстий. В цилиндр 2 входит плунжер 5, установленный в трубе 3 с помощью уплотнительного элемента 6. Верхняя часть трубы 3

рис. i

заканчивается цилиндром 7 с всасывающим боковым клапаном, а над верхней частью цилиндра 2 располагается плунжер 8 с боковым нагнетательным клапаном. Установка снабжена упором 9 с торцевым уплотнением. При вращении колонны НКТ винтовая пара цилиндра 2 заставляет его перемещаться в вертикальном направлении с равномерной скоростью вверх и вниз благодаря реверсивному винту. В течение каждого хода жидкость нагнетается в трубы с помощью двух плунжерных пар: 2,5 и 7,8.

В четвертой главе описывается технология депарафинизации скважин, оборудованных УЭЦН. Динамика отложения АСПО на стенках НКТ и снижение дебита в принципе аналогична скважинам с ШСНУ, с той лишь разницей, что кривая снижения дебита имеет более пологий характер в силу специфики развития напора центробежным насосом.

Для удаления накапливаемого парафина разработан модифицированный вариант « летающего скребка », использующего энергию восходящего потока жидкости. В отличие от известных разработанных устройств, предложенный скребок ( рис. 2а ) состоит из цилиндрической пары ( 1,4 ), внутренний из которых ( ! ) заглушён головкой 2 и имеет в нижней части боковые отверстия 3, через которые проходит жидкость при спуске скребка от устья к насосу. Наружный цилиндр с выточками 5 выполнен с небольшим зазором по отношению к ШСГ для свободного движения в колонне и снятия АСПО. При ударе о нижний ограничитель ( над УЭЦН ) внешний цилиндр перемещается вниз относительно внутреннего и перекрывает отверстия 3 и напор жидкости заставляет пару перемещаться вверх, срезая наружным цилиндром парафин со стенок НКТ. Ударившись о верхний ограничитель, цилиндр 4 перемещается вверх, открывая отверстия 3, после чего скребок под собственным весом падает вниз..

рис. 1

Испытания устройства на скв. 2667 Ватьеганского месторождения с УЭЦН-5-40-1400 показали работоспособность устройства в течение контролируемого периода с 16.11.89г. по 16.01.90г..

Для скважин с повышенным содержанием механических примесей автором разработан клапанный узел, позволяющий осуществлять горячую промывку НКТ без прохождения через рабочие органы УЭЦН во избежании их засорения. Кроме того клапан выполняет роль запорного органа, предотвращающего слив жидкости при остановке насоса.

Клапан (рис. 26 ) содержит корпус, установленный в колонне НКТ над выкидом насоса. Он содержит верхнюю и нижнюю камеры, первая из которых сообщается с затрубным пространством скважины , а вторая - с выкидом насоса. Внутри клапанного узла расположены свободно перемещающиеся запорные органы I и 2, перекрывающие затрубное пространство и выкид насоса .

В рабочем положении напор откачиваемой жидкости поднимает оба запорных элемента, позволяя тем самым, жидкости пройти в НКТ (поз.2), перекрывая при этом выход жидкости в затрубное пространство.

При остановке насоса в НКТ будет существовать избыток давления по сравнению с давлением в затрубном пространстве. Поэтому отсутствие потока позволит нижнему запорному элементу переместиться вниз и перекрыть выкид насоса. При этом верхний запорный элемент останется в положении указанном на поз. 3. Для горячей промывки скважины теплоноситель закачивается в затрубное пространство; при достижении давления выше давления в НКТ верхний запорный элемент переместится вниз (поз. 1), позволяя жидкости-теплоносителю перетекать из затрубного пространства в полость НКТ .

Испытания, проведенные на той же скважине Ватьеганского месторождения с 18.11.89 г. по 16.01.90 г. показали работоспособность

клапанного узла , о чем свидетельствовали нормальная работа УЭЦН на протяжении всего периода и появившаяся циркуляция горячей нефти при ее закачке в загрубное пространство. Б ОАО "Удмуртнефть" разработанный клапанный узел применяется в 203 скважинах.

Расчетами установлено, что во избежание появления вибраций УЭЦН, приводящих к разрушению корпуса , допустимая кривизна ствола скважины в рабочей зоне составляет 6,13' на 10 м. При невозможности выбора такого интервала рекомендовано использовать непосредственно выше насоса шарнирное соединение, создающее требуемые геометрические соотношения корпуса насоса и эксплуатационной колонны .

При добыче высоковязких и парафинистых нефтей осложняются условия обеспечения охраны окружающей среды. Из-за возрастания гидравлических потерь в нефтесборной системе в результате отложений АСПО нередко случаются порывы трубопроводов, которые загрязняют территорию и водостоки. В целях снижения аварийности трубопроводов рекомендуется при проектировании нефтесборной системы подбор диаметра труб исходить не из среднего дебита скважин, а близкого к максимальному ожидаемому дебиту (0,8+0,9)хОк,£а , что окупается сокращением эксплуатационных затрат. В целях сохранения экологической обстановки ниже промысловых коммуникаций предлагается установить нефтеловушечные плотины для локализации возможной замазученности водостоков. Предложена конструкция нефтеловушечных плотин, отличающаяся от существующих простотой и надежностью. К преимуществам данной конструкции следует отнести отсутствие воронкообразования и вибрации трубного водовыпуска, а также работоспособность без постоянного обслуживания и малую капиталоемкость при сооружении. Указанные нефтеловушечные плотины начали применяться в водостоках реки Кырыкмас Удмуртской республики с 1984 г, а в водостоках речки Колюшка в пределах

Гремихинского месторождения нефти с 1993 г. и показали высокую эффективность.

На месторождениях нефти с низкой калорийностью попутного газа из-за большого содержания азота известные конструкции факельных стояков для сжигания неиспользуемого газа имеют ряд недостатков: неполное сгорание попутного газа; частое потухание факелов из-за низкой калорийности и накопления конденсата в трубе с разбрызгиванием при этом капельной жидкости на большей площади; сложности розжига факела при низкой температуре воздуха. По этой причине неиспользуемый газ рассеивается в атмосфере, вызывая загрязнение атмосферы в районе дожимных насосных станций (ДНС) и окружающих населенных пунктов.

Для устранения указанного недостатка автором разработано специальное "Устройство для сжигания неиспользуемого газа", которое представляет собой вертикально расположенную перфорированную трубу большого диаметра. В нижней части корпуса имеются щели и заслонка для регулирования подачи воздуха. В верхней части установлен оголовок для дополнительного дожита газа. Внедрение устройства было начато в 1993 году на Гремихинском месторождении (ДНС 27, 15, 36). При замерах вредных примесей в воздушной среде в районе указанных ДНС органами санэпиднадзора превышение предельно допустимых концентраций вредных веществ после установления указанных устройств не обнаружено. Экономический эффект от внедрения трех устройств для сжигания низкокалорийного газа составил за 1993-1994 гг. 550 млн. руб. ( в ценах 1996 года ).

ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Выявлены характер распределения толщины отложениий по глубине скважины и динамика дебита скважин в период отложения АСПО в колонне НКТ, включающая периоды своего постепенного и последующего интенсивного снижения. Получены зависимости для расчета изменения толщины парафинового осадка в трубах во времени.

2. Установлен характер влияния дебита скважины на количество отложившегося парафина, показывающий снижение темпа его накопления с ростом скорости течения продукции в трубах и последующую стабилизацию при дебигах выше 40 м3/сут. Показан рост толщины отложений АСПО в трубах с увеличением обводненности продукции скважины и резкое снижение при содержании воды в нефти свыше 65 %, обусловленное изменением структуры двухфазного потока.

3. Установлен характер изменения нагрузок на гаубиннонасосное оборудование ШСНУ в процессе отложения АСПО в трубах. Расчетами показано, что при ходе плунжера вниз величина силы гидродинамического трения в верхних участках скважины, вследствие утолщения отложений на 1...2 порядка, превышает аналогичную величину в нижних участках. Получены эмпирические зависимости для расчета нагрузок и проектирования режима работы оборудования, позволяющего производить откачку высоковязкой нефти в условиях формирования АСПО.

4. Разработаны и внедрены в производство технологические методы обеспечения работоспособности глубнннонасосного оборудования, основанные на применении ступенчатой колонны НКТ и комплек сообразующих химических реагентов,

предотвращающих образование АСПО и дестабилизирующих стойкие водонефтяные эмульсии.

5. Созданы и апробированы принципиально новые виды технических средств извлечения высоковязкой нефти без использования станков-качалок, позволяющих достигать предельно-низких скоростей равномерного движения колонны штанг.

6. Разработана усовершенствованная конструкция летающего скребка для удаления парафина со стенок НКГ в скважинах, оборудованных УЭЦН. Промысловые испытания подтвердили его работоспособность.

7. Разработан и внедрен в производство специальный клапанный узел для УЭЦН, обеспечивающий возможность прямой и обратной промывок и слива жидкости при подъеме ЭЦН. При проведении горячих обработок и промывок скважины исключается засорение рабочих органов ЭЦН. Опыт внедрения клапанных узлов показал высокую эффективность их использования. Клапанный узел применяется на 203 скважинах ОАО "Удмуртнефть".

8. Изучены условия работы насосов, установленных в искривленных участках стволов скважин и выявлены допустимые значения искривления ствола, позволяющие без аварий эксплуатировать скважины, оборудованные ШСНУ и УЭЦН.

9. Разработано специальное устройство для сжигания неиспользуемого попутного газа. Применение разработанного устройства позволило исключить использование высококачественного газа для дожита, устранить неполное сгорание попутного газа и дымность факела. Устройства установлены на дожимных насосных станциях Гремихинского месторождения. Внедрение устройств для сжигания газа позволило исключить попадение вредных примесей в атмосферу в рабочей зоне ДНС и окружающих населенных пунктов. Экономический эффект от внедрения трех установок составил за

1993-1996 it.- 550 млн. руб.

Основное содержание диссертации опубликовано в следующих работах:

1. A.c. 1121505 (СССР), МКИ F 04 Д 15/02; F 04 Д 13/10. Клапанный узел скважинного центробежного насоса / А.М.Насыров: Производственное объединение "Удмуртнефть". - Нг 3555549/25-06; Заявлено 22.02.83; Опубл. 30.10.84.. Бюл.№ 40.

2. A.c. 1455046 (СССР), МКИ F 04 Д 13/10. Безштанговый скважинный насос двойного денствия/А.М.Насыров.-№ 4033298/25-29; Заявлено 03.01.86; Опубл. 30.01.89;, Бюл. № 4.

3. A.c. 1682533 (СССР), МКИ Е 21 В 37/02. Устройство для депарафинизации насосно - компрессорных, труб I А.М.Насыров,

3.МХусаинов . - № 4472873/03; Заявлено 11.08.88; Опубл. 07.10.91; Бюл. № 40.

4. Насыров A.M., Абдреева Р.Ш., Люшин С.Ф. Способы борьбы с отложениями парафина. ВНИИОЭНГ., - М: 1991. - 44 с.

5. Насыров A.M.,Быковский ВА., Маркелов НА. Охрана окружающей среды на промыслах Удмуртии II Нефтепромысловое строительство:Экспресс - информ. / ВНИИОЭНГ. - М : 1986 , вып. 3. -С 3-5.

6. Насыров A.M., Иорданский О.Ю., Парфенов В.В. Эксплуатация глубиннонасосного оборудования в наклонно - направленных и искривленных скважинах .// Техника и технология добычи нефти и обустройства нефтяных месторождений: Экспресс - информ. I ВНИИОЭНГ. - М: - 1990, вып. 3. - С 1 -6.

7. Насыров A.M., Просвирин АА Устройство для сжигания газа I Свидетельство № 846 . Роспатент . МКИ F 23 Д 14/00. Специализированное предприятие - объединение " Удмуртнефть " № 94010065/06.Заявлено 17.03.94; Опубл. 16.09.95 , Бюл.№9.