Содержание к диссертации
Введение
1 Промысловый опыт эксплуатации механизированного фонда скважин с многолетнемерзлыми горными породами .
1.1 Основные осложнения в эксплуатации скважин . 8
1.2 Образование в скважинах гидрато-парафиновых пробок и методы борьбы с ними
Выводы 32
2 Термобарические условия образования гидрато-парафиновых пробок в стволе скважин .
2.1 Обзор выполненных исследований 33
2.1.1 Состав гидрато-парафиновых пробок, извлеченных из насосно-компрессорных труб 36
2.1.2 Динамика изменения температуры жидкости гидрато-парафиновых пробок 45
2.2 Исследование процесса образования эмульсии в насосно-компрессорных трубах 46
2.3 Опытная установка и методика проведения экспериментов на реальных жидкостях 49
2.4 Выбор основных параметров, определяющих процесс и их реализация 56
Выводы 57
3 Осложнения в работе скважин и их выкидных линий из-за образования газогидратов вследствие охлаждения продукции при прохождении ее через суживающие устройства и щели . 57
3.1 Теоретические основы и механизм истечения газожидкостной смеси через узкие зазоры и влияние режима истечения на температуру смеси 65
3.2 Анализ зависимости изменения температуры газожидкостной смеси от режимов истечения через штуцеры 71
3.3 Схемы штуцирования в верхних участках скважины, учитывающие влияние колебания давления в сборном коллекторе... 74
3.4 Течение газожидкостной смеси через щели и диафрагмы 76
3.5 Математическая модель расчета критического давления и температуры газожидкостной смеси после штуцирования 86
Выводы 87
4 Разработка способов и устройств предотвращения гидрато-парафиновых образований в насосно-компрессорных тру бах и выкидных линиях скважин 87
4.1 Физико-химические основы процесса гидрато-парафиновых образований и методы борьбы с ними 91
4.2 Применение реагента «Сепарол» для предотвращения гидрато-парафиновых отложений в насосно-компрессорных трубах. 92
4.3 Применение электрического поля для предотвращения образования гидрато-парафинов в добывающих скважинах. 96
4.4 Влияние легких углеводородов и их композиций на растворимость парафиновых отложений 108
4.5 Предотвращение образования гидрато-парафиновых выпадений в выкидных линиях скважин 110
Выводы 111
Основные выводы и рекомендации 112
Список использованных источников
- Основные осложнения в эксплуатации скважин
- Состав гидрато-парафиновых пробок, извлеченных из насосно-компрессорных труб
- Теоретические основы и механизм истечения газожидкостной смеси через узкие зазоры и влияние режима истечения на температуру смеси
- Физико-химические основы процесса гидрато-парафиновых образований и методы борьбы с ними
Введение к работе
Промышленное освоение крупнейших нефтяных месторождений Западной Сибири потребовало решения ряда сложных проблем, связанных со специфическими условиями их эксплуатации. Большая глубина залегания продуктивных горизонтов, наличие многолетпемерзлых горных пород, высокий газовый фактор и повышенное содержание асфальтосмолопарафиновых веществ в нефти является причиной образования твердых отложений, перекрывающих насосно-компрессорные трубы (НКТ) в добывающих скважинах. Существенные осложнения при этом вносятся в эксплуатацию скважин, оборудованных штанговыми насосами из-за невозможности удаления АСПО из НКТ при одновременном запарафинивании затрубного пространства. Твердые отложения в НКТ доходят до глубины 600 и более метров в зависимости от условий эксплуатации скважин. Вышеназванные отложения в основном состоят из парафина, смол, асфальтенов, мехпримесей и воды, которые препятствуют дальнейшей эксплуатации скважины и извлечению колонны штанг в период текущего или капитального ремонта. Следует отметить, что продолжительность и стоимость ремонта таких скважин чрезвычайно высоки из-за невозможности горячей промывки скважин через затрубное пространство.
Проведенная термометрия скважин Когалымской группы месторождений свидетельствует о том, что регион находится в зоне распространения поверхностных и реликтовых многолетнемерзлых пород, которые залегают на глубинах до 320 м в виде разобщенных участков.
Реликтовые мерзлоты охватывают породы верхней части морского палеогена - это глины с линзами алевритов тавдийской свиты; континентальные образования олигоцена - пески атлымской, глины и бурые угли новомнхай-ловской, а также алевриты, пески и глины туртасской свит. Приповерхностные мерзлые грунты залегают на водоразделах под торфяниками. Мощность их достигает 10-15 м.
Продолжительный простой скважины вследствие охлаждения околоствольной части и промерзания труб в зоне реликтовой мерзлоты в значительной мере усугубляет осложнения и делает невозможным проведение ремонта
простаивающих скважин и, как следствие, скважины переводятся в категорию бездействующих.
Следовательно, первостепенными в нефтедобыче являются проблемы обеспечения безаварийной эксплуатации скважин в районах Крайнего Севера, что и определяет актуальность диссертационной работы.
Целью диссертационной работы является совершенствование механизированной добычи продукции нефтяных скважин и предотвращение образования гидрато-парафиновых отложений в оборудовании путем подбора оптимальных режимов эксплуатации.
К основным задачам исследований согласно поставленной цели следует отнести следующее:
1. Выполнить анализ эксплуатации механизированного фонда скважин в
районах Крайнего Севера и существующих в настоящее время способов и пу
тей решения основных видов осложнений и ликвидации их последствий.
Выполнить обзор исследований в области гидратообразования в скважинах с механизированной добычей нефти и уточнить расчетные коэффициенты равновесия гидратообразования для месторождений Западной Сибири.
Исследовать механизм истечения газожидкостиой смеси через узкие зазоры и влияние режима истечения па температуру смеси и схемы штуцнро-вания в верхних участках скважины, учитывающие влияние колебания давления в сборном коллекторе.
Разработать способы и устройства для разрушения и удаления образовавшихся отложений в насосно-компрессорных трубах.
Поставленные в диссертационной работе задачи решены путем теоретических исследований, анализа и обобщения опыта эксплуатации скважин механизированными способами, а также и промысловых испытаний разработанных технологий.
Научная новизна диссертационной работы заключается в следующем I. Проведенным анализом установлены основные виды осложнений в эксплуатации механизированного фонда скважин Крайнего Севера, обусловленные, в основном, наличием многолетнемерзлых горных пород.
2. Уточнены термобарические условия образования гидрато-
парафиновых пробок в насоспо-компрессорных трубах.
3. Исследованы механизм истечения газожидкостной смеси через узкие
зазоры и влияние режима истечения на температуру смеси,
4. Разработаны способы и устройство для разрушения гидрато-
парафиновых отложений в насоспо-компрессорных трубах и выкидных лини
ях, защищенные патентами Российской Федерации.
Основные защищаемые положения следующие
Технология разрушения гидрато-парафиновых пробок как в наземном, так и подземном оборудовании.
Способы удаления асфальтосмолопарафиновых отложений из насоспо-компрессорных труб скважин,
Схемы штудирования в верхних участках скважины, учитывающие влияние колебания давления в сборном коллекторе.
Регулирование температуры смеси и давления при штуцировании путем подбора режима истечения с целью предотвращения гидратообразования.
Математическая модель расчета температуры за суживающим устройством при докритическом режиме истечения жидкости.
Практическая ценность работы заключается в следующем:
Разработаны способы и устройства для разрушения образовавшихся гидрато-парафиновых пробок в насоспо-компрессорных трубах нефтяных скважин.
Разработан способ удаления асфальтосмолопарафиновых отложений, позволяющий увеличить «живое» сечение труб и, следовательно, производительность нефтяных скважин.
Разработана математическая модель расчета критического давления и температуры газожидкостной смеси после штуцирования.
Разработан метод каскадного штуцирования ГЖС, предотвращающий выпадение гидратов.
Разработана схема штуцирования в верхних участках скважины, учитывающая влияние колебания давления в сборном коллекторе.
Предложенные технологические мероприятия позволяют повысить эф-
фективность работы фонда скважин Когалымского месторождения, эксплуатация которых осуществляется механизированными способами.
Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на технических совещаниях и научно-технических конференциях в ГУЛ «Институт проблем транспорта энергоресурсов». Филиале ООО «Кога-лымНИПИнефть», а также представлялись на XIII Международной специализированной выставке «Газ. Нефть, Технологии - 2005».
Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа.
Основные результаты диссертационной работы изложены в статьях и патентах Российской Федерации.
Автором настоящей диссертационной работы проведены опытно-промышленные испытания.
Публикации
Основное содержание работы опубликовано в 12 научных трудах.
Структура п объем работы
Диссертация состоит из введения, 4 глав, основных выводов и рекомендаций и списка литературы, состоящего из 108 наименования. Работа изложена на 122 страницах и иллюстрирована 15 рисунками, содержит 24 таблицы.
Основные осложнения в эксплуатации скважин
В последнее десятилетие на месторождениях Западной Сибири произведен массовый перевод добывающих скважин на механизированный способ эксплуатации. Этот перевод поставил перед производством ряд качественно новых проблем [6, 20, 52, 71, 79, 80, 82, 83,90, 92, 93, 94, 99J.
Условия эксплуатации Западно-Сибирских месторождений в значительной степени отличается от промышленно освоенных нефтяных регионов России и стран СНГ. Добываемая продукция имеет специфические особенности, осложняющие добычу, транспорт и подготовку нефти [79]. В таблице 1.1 в качестве иллюстрации представлены данные по геолого-физическим характеристикам Южно - Ягунского месторождения.
Одной из самых сложных и малоизученных проблем, требующих решения для Западной Сибири, является образование мерзлых пробок и гидратов газов в затруби ом пространстве скважины и колонне насосно-компрессориых труб (НКТ). Происходит прихват НКТ в скважине, а осуществление циркуляции жидкости и проведение подземного ремонта становится невозможным.
Предварительный анализ состояния эксплуатационного фонда скважин Повховского, Южно-Ягу некого, Вать-Еганского месторождений позволил выявить ряд факторов, осложняющих эксплуатацию скважин и резко снижающих коэффициент их использования.
К числу таких факторов относятся [82]; - отложение парафина в подъемных трубах и наземных коммуникациях; - большая глубина и кривизна стволов скважин; - низкая температура окружающей среды; - наличие интервала глубины скважины с вечной мерзлотой; - вынос механических примесей из пласта; - высокий газовый фактор; -малая минерализация пластовой воды; -заклинивание насосов, обрыв штанг.
В таблице 1.2 представлены данные по осложненному парафином фонду скважин, из которой следует, что межочистной период составляет всего 5-\0 суток [90],
Низкая температура (-45 С и ниже) в совокупности с малой минерализацией пластовой воды (р = 1,007 г/см1) является причиной замерзания выкидных линий скважин, гидросистем установок «Спутник» и сборных коллекторов в период временного прекращения перекачки или снижения расхода жидкости. По причине замерзания выкидных линий простаивает около 25 % фонда скважин.
При низких температурах становится сложным обеспечение нормальной работы ППД. Вынос механических примесей из-за слабой с цементирован пости породы пласта приводит к накоплению и забиванию рабочих органов насосов (УСШН, УЭЦН), осложнениям при освоении скважин.
Во многих случаях произведен неправильный подбор глубинного оборудования и режимов перекачки. Не проводятся в необходимых объемах исследования скважин. Отсутствие необходимой информации не позволяет осуществить правильный подбор оборудования и установить причины выхода из строя насосов и отсутствие подачи.
Перечисленные факторы существенно снижают межремонтный период скважин. Так в 2005 г. МРП по скважинам с УЭЦН и УСШН on составил соответственно 324 и 360 суток.
Одним из главных факторов, осложняющих работу эксплуатационного фонда, является наличие интервала вечной мерзлоты. Охлаждение продукции сопровождается выпадением парафина в НКТ. Интервал выпадения парафина в НКТ в фонтанных скважинах и УЭЦН соответствует 0...400 м, т.е. практически совпадает с зоной вечной мерзлоты. Если не принимать никаких мер, то скважины в итоге полностью запарафинятся и прекратят подачу. Большая глубина скважин является причиной осложнений при их освоении и эксплуатации. Промывка скважин требует большого объема жидкости, не вмещающегося в одну автоцистерну. Требуются повторные закачки объемов, между которыми механическая примесь успевает оседать на забой, уничтожая эффект от предыдущей промывки.
Большая глубина требует обеспечения глубоких подвесок насосов. Увеличение глубины подвесок сдерживается прочностными характеристиками штангового оборудования и развиваемым напором УЭЦН. Средняя глубина подвески скважин с УЭЦН составляет 1600... 1800 м, скважин с УСШН -1200...1300 м.
Состав гидрато-парафиновых пробок, извлеченных из насосно-компрессорных труб
В среднем по Когалымской группе месторождений температура пласта на глубине 3050 м составляет около 82 С. Геотермический коэффициент на 1 м горных пород по разрезу составляет 0,031 С. На глубине около 230 м температура по разрезу переходит в область отрицательных значений.
По мере подъема жидкости по стволу скважины происходит естественное снижение температуры за счет теплопередачи в околоствольное пространство. С ростом дебита скважины интенсивность охлаждения жидкости в стволе уменьшается [24]. В [24] получена зависимость температуры жидкости на устье скважины от ее дебита. Кривая, полученная для интервала изменения дебита 5... 190 м /сут. с погрешностью 6,5 % описывается формулой tVcT= — -,С, (2.1) уст 0,022QCKB + 1,18 где QCKB - дебит скважин, м7сут.
Графики изменения температуры жидкости в НКТ и эксплуатационной колонне имеют практически линейный характер. В НКТ градиент температуры по глубине меньше, чем в эксплуатационной колонне. По мере снижения дебита оба градиента возрастают.
Полученные в [24] эмпирические выражения для расчета градиентов давления в НКТ и эксплуатационной колонне в зависимости от дебита скважины имеют вид:
Формулы (2.2) и (2.3) с погрешностью 4,1 % получены для насосно-компрессорных труб диаметром 73 и 76 мм, обводненности нефти в интервале 0...0,38 и диаметров эксплуатационной колонны 146 и 158 мм.
Таким образом, для расчета температуры жидкости в стволе скважин в исследуемых условиях Повховского месторождения необходимо располагать сведениями о дебите и глубине подвески насоса. По дебиту рассчитывается температура жидкости на устье по формуле (2.1). Далее рассчитывается температура в НКТ по формуле (2.2). Ниже приема насоса температура рассчитывается по формуле (2.3) как новый прирост к той температуре, которая была получена для нижней точки НКТ по формуле (2.2).
Располагая температурными кривыми и температурой начала кристаллизации, составляющей для Когалымской группы месторождений в среднем около 36 С, можно рассчитать глубину, на которой начинает откладываться парафин из нефти при заданном дебите скважины. К примеру, при дебите скважины 50 м"/сут глубина начала кристаллизации парафина составляет около 280 м.
Остановка скважины приводит к охлаждению жидкости в ее стволе.
Наличие реликтовой мерзлоты на глубине порядка 230 м может в ряде случаев привести к образованию в НКТ гидратов попутных газов. К такому случаю могут привести остановки скважины и связанные с ним охлаждение жидкости, наличие влаги в пластовой жидкости, а также наличие свободной газовой фазы па участках скважин, расположенных выше зоны, соответствующей давлению насыщения нефти газом.
Гидраты углеводородных газов представляют собой твердые соединения, образованные водной кристаллической решеткой, пустоты которой заполняют молекулы газа. Силы сцепления между молекулами имеют природу вандерваальсовых сил [71].
В отличие от льда, в котором молекулы воды образуют кольца из шести молекул, в гидратах молекулы воды объединены в кольца из пяти молекул. Эти кольца объединяются друг с другом в додекаэдры. Лед не содержит полостей, в которых мог разместиться газ. Длина водородной связи у гидрата составляет 0,275 нм. Между полостями додекаэдра может разместиться любая молекула газа (диаметром до 0,5 нм). Соотношение воды и газа зависит от размера молекул газа - гидратообразователя. Один объем воды в гидратном состоянии связывает от 70 до 300 объемов газа.
Если гидрат образован, к примеру, метаном, то соотношение молекул воды и газа будет; 8G-46H20, т.е. 8 молекул газа на 46 молекул воды, почти 5-6 молекул воды на одну молекулу газа.
Чем выше молекулярная масса газа или смеси газов - тем ниже требуется давление для образования гидрата при постоянной температуре. Наличие кислых газов в смеси увеличивает опасность гидратообразования.
Гидратообразование происходит на границе газ-вода при полном насыщении природного газа влагой.
В объеме воды при наличии центров кристаллизации активно образуются гидраты. Растворенный газ частично переходит в гидрат.
Для активного гидратообразования необходимо, чтобы пары воды конденсировались на стенке трубы или парафиновых отложениях в виде капли или пленки.
Механизм образования гидратов включает стадии образования зародыша кристаллизации и сорбционный рост кристаллогидрата вокруг зародышей. Образование зародыша происходит на поверхности контакта «газ-в ода». Рост гидрата может далее происходить и в объеме газа и в объеме воды.
Максимальное количество молекул газа находится у поверхности водной фазы, т.е. у места контакта воды и газа. Таким образом, на месте контакта имеется переходный слой, в котором в пересыщенном состоянии находится вода и газ. Здесь и образуются зародыши при определенных давлении и температуре за счет фиксации положения молекул воды и газа в додекаэдр. Процесс образования гидрата происходит до полного перекрытия свободной поверхности воды.
Теоретические основы и механизм истечения газожидкостной смеси через узкие зазоры и влияние режима истечения на температуру смеси
Исходя из наблюдений, касающихся изменения температуры и геометрии потока, можно утверждать, что при направленном движении многокомпонентных жидкости и газа через суживающие устройства определенной формы, происходящем со скоростью звука и менее и завершающимся их передиспергированием, нарушения температуры не происходит. Следовательно, либо изменение состояния фазового равновесия компонент при передиспергировании не происходит за счет внутренней энергии фаз, а только за счет внешних энергий взаимодействия фаз, либо оно происходит за счет перераспределения внутренней энергии и внешних энергий (взаимодействия фаз) между фазами в пропорциональном количестве. Возникает новое равновесное состояние этих жидкостей и газов, имеющее свою степень устойчивости, свою скорость звука, т.е. внутреннего движения, которая проявляется, в том числе в стремлении сохранить количественное соотношение фаз на штуцере, работающем в критическом режиме, через подсос жидкости или газа на устье скважины. Сформированная макроструктура имеет новую единицу-носитель своего вещества из вещества фаз, находящегося в жидкостно-пузырьковом состоянии.
Структурирование вещества, в том числе его дозирование как единицы-носителя (условной частицы вещества в новой устойчивой макроструктуре DKC), происходит в поле действия сил, задаваемых границами устройства и линиями тока. При звуковых и близких к ним скоростях течениях газожидкостных смесей и пароводяных смесей через штуцеры в качестве единицы передатчика упругих колебаний от одной к другой становится не молекула, а масса молекул, сгруппированная порциями, находящимися в различных фазовых состояниях и имеющими направленное движение со скоростью равной скорости своего внутреннего колебания. Картина перехода в новое газожидкостное состояние отличается как расположением точек его начала и конца и даже отсутствием последней, так и наблюдаемыми формами течения. Наиболее полно отражает все происходящие процессы картина, когда на некотором расстоянии от входа начинается сужение потока и образуются застойные зоны. При этом продольные составляющие скорости максимальны и могут превышать скорость звука в ГЖС. За застойной зоной поток расширяется, порядок величины радиальных составляющих скорости становится сопоставимым с осевой составляющей. В результате того, что элементами, передающими продольное колебание, стали не молекулы, а дозированные массы газа и жидкости, имеющие каждая различные фазовые скорости прохождения звука, причем более высокие, чем скорости звука в ГЖС, имеется некоторый запас скорости по каждой из фаз и, вследствие этого, возможность саморегулирования потока, не выходя из плоскости изменения параметров (Р, V). Это происходит за счет местных по длине и радиусу изменений скорости и давления и перераспределения вещества по плотности, что приводит к сужения потока в более плотной его составляющей, увеличению скорости движения и появлению застойных зон. В этом сечении возникают скачки давления по радиальной составляющей трубы. Таким образом в жидкости проблема соответствия Р V решается за счет снижения давления и увеличения скорости, а в газе - увеличения объема при сохранении давления.
При расширении потока происходит перераспределение вещества различных состояний уже по плоскостям различных сечений. В результате между ними из-за разности скорости внутреннего колебания могут возникнуть относительные ускорение и замедление движения, что может приводить к образованию волн уплотнения и разрежения. Происходит как бы размазывание вещества по поверхности волны, заканчивающееся разрывом пленок на капли (пузырьки). Такая картина наблюдается в пароводяных течениях. Обе границы при этом четко наблюдается [48].
Геометрия потока учитывается в геометрии сопел, разрабатываемых для различных технических целей. Как показали исследования, выполненные в работе [48], четкая картинка начала и конца переходного процесса может возникнуть только при движении однокомпонентних жидкостей, например, пароводяной смеси. Переход в этом случае от раздельного двухфазного состояния к парогазовой смеси имеет две четкие границы - начала и конца. Для многокомпонентных двухфазных жидкостей, какими является газожидкостная смесь, процесс формирования ГЖС продолжается по всей длине суживающего устройства (штуцера) и имеет некоторый запас устойчивости, проявляющийся в перемещении границы начала образования смеси. Из-за наличия многих компонент конец формирования ГЖС не имеет одной четкой границы. Процесс начинается от входа, на расстоянии 2...3 диаметра может возникнуть сужение потока, и продолжается по всей оставшейся длине. Происходит мягкое формирование пузырьков или капель, размеры которых определяются соотношением фаз, устанавливаемым перепадом давления и размерами штуцера, в том числе его длиной. Для полного завершения процесса длина штуцера должна быть не менее шести его диаметров. При длине штуцера больше шести его диаметров в нем продолжается формирование струи.
Устойчивость процесса проявляется также в том, что если условия по соотношению фаз на входе штуцера нарушаются, то при работе в этом режиме возникает саморегулирование потока в виде подсоса как жидкости, так и газа, т.е. возникает проскальзывание (подсос) недостающей компоненты, изменение формы струи, смещение силовых секущих плоскостей (звуковой барьер, скачки уплотнения, разряжения) по длине штуцера. Если внешних условий для саморегулирования нет, регулирование происходит за счет внутренней энергии фаз. Происходит спонтанное выделение газа из жидкости или конденсирование газа до объемов в пределах установления необходимого фазового равновесия, как становится очевидным изотермизм процесса при этом должен нарушаться.
Физико-химические основы процесса гидрато-парафиновых образований и методы борьбы с ними
[Сак показывает опыт эксплуатации фонтанных скважин использование устьевого штуцера или других суживающих устройств, служащих снижению устьевого давления и измерению дебита скважин приводит к таким явлениям как их перемерзаиие вследствие образования гидратной пробки, выпадение гидратов и парафинов в выкидных линиях, препятствующим сохранению рабочего режима. Особенно ярко это проявляется при добыче нефтей с высоким газовым фактором.
Изучение механизма истечения газожидкостных смесей при критических режимах и сопровождающих их термобарических условий позволило сделать вывод о возможности создания ступенчатого режима понижения давления путем использования последователыю расположенных суживающих устройств, исключающего гидратообразование и связанные с их образованием осложнения. Как показывает и производственный опыт и проведенный в разделе 3 анализ фазовых превращений, имеющих место в устройствах различных типов, в качестве такого устройства может быть взят штуцер. Другие устройства могут быть использованы, однако только при определенных режимах, отклонение от которых неминуемо приведет к осложнениям.
Выбор режима работы последовательно расположенных штуцеров различного диаметра, используемых для каскадного штудирования, описан в разделе 3.3. Однако колебания в работе добывающих скважин, проявляющиеся как в изменении давления, так и в компонентном составе добываемой продукции, могут вывести процесс за рамки устойчивости, что неизбежно вызовет осложнения, степень которых тем больше, чем сильнее колебания, и точнее выполнен расчет.
Гарантированно исключить образование гидратов при каскадном дросселировании газожидкостных смесей и учесть колебания в работе скважин по зволяет разработанное нами и защищенное патентом Российской Федерации устройство [76].
Суть изобретения заключается в том, что выкидная линия со штуцерами, рассчитанными для работы в избранном режиме и расположенными последовательно, помещена в трубопровод большего диаметра с образованием межтрубного пространства для прокачивания нагретой в печи смеси нефти до температуры, исключающей образование гидратов.
Продукция скважины 1 поступает в выкидную линию 2, в которой установлены штуцеры 4 для каскадного снижения давления, а в трубопровод 3 по трубопроводу 6 подают подогретую в печи 7 до температуры, предотвращающей образование гидратов при каскадном штуцировании, нефть. Далее продукция скважины поступает на установку подготовки нефти 5.
Тепловая обработка установленных последовательно диафрагм, используемых для каскадного снижения давления, применяется на Сладковско-Морозовской группе месторождений ОАО «Роснефть - Краснодарнефтегаз». Эффект от применения метода неоспорим, т.к. подогрев может быть осущест
влен до температур, исключающих малейшую возможность гидратообразова-ния. Экономическая же эффективность оставляет желать лучшего.
Предлагаемое устройство, включающее использование последовательно расположенных штуцеров, рассчитанных на работу в соответствующих режимах при условии их поддержания, позволяет исключить образование газогидратов и парафинов. А применение термообработки может быть регламентировано необходимостью обеспечить устойчивость процесса и компенсировать как колебания в работе скважины, так и изменения в компонентном составе продукции, т.е. носить временный характер.
Выводы:
1. Анализ процессов гидрато-парафиновых образований в иасосно-компрессорных трубах скважин позволил выявить наиболее значимые осложнения vi разработать мероприятия по их устранению.
2. Предложено для исключения гидрато-парафиновых образований использовать реагент «Сепарол».
3. Доказано, что применение электрического поля способствует предотвращению гидрато-парафиновых отложений в насосно-компрессорных трубах.
4. Выявлено влияние легких углеводородов и их композиций на растворимость парафиновых отложений, позволяющих предотвратить их образование в НКТ.
5. Разработано устройство для исключения гидрато-парафиновых отложений в выкидных линиях скважин.
