Материал: Технологические процессы и технические средства для глубинно-насосной эксплуатации нефтяных скважин

Окончание табл. 5 . 2

Примечание. М3 – односекционная модель устройства, напряженность магнитного поля в его рабочем канале 10,88 кЭ; М5(1) – односекционная модель устройства, напряженность магнитного поля в его рабочем канале 5,9 кЭ; М5(2); М5(3) – составные многосекционные модели с напряженностью магнитного поля в его рабочем канале 11,628 кЭ; М6(2) – составная многосекционная модель снапряженностью магнитного полявегорабочемканале 15,0 кЭ.

Данные, представленные на рис. 5.6, свидетельствуют о том, что во всех случаях двукратная обработка оказывается наиболее эффективной для нефти Горновского месторождения.

Рис. 5.6. Характеристика эффективности магнитной обработки нефти Горновского месторождения отколичествавоздействий, модельМ6 (напряженность в рабочем канале устройства 15,5 кЭ)

226

На рис. 5.7 показан рост эффективности магнитной обработки нефти по мере увеличения напряженности магнитного поля. Вид зависимости (отсутствие признаков насыщения) свидетельствует о перспективности дальнейшего увеличения напряженности магнитного поля в рабочем канале устройства.

Рис. 5.7. Характеристика эффективности магнитной обработки нефти Туркинского месторождения отнапряженности поляв рабочем канале устройства, модель АМС-2,5; модель М5(I); модель М5(2);

модель М6(II+III); модель М6(III)

Таким образом, по результатам исследований, представленных на рис. 5.2–5.7 и в табл. 5.2, следует, что нефти месторождений ООО

«ЛУКОЙЛ-Пермь» восприимчивы к магнитному воздействию постоянного поля. Также установлены критерии для разработки технических средств для эффективной магнитной обработки жидкости (нефти) с целью исключения осложнений по причине АСПО и увеличения межочистного и межремонтного периода работы скважин.

Перечень установленных критериев следующий:

– высокая напряженность постоянного магнитного поля в рабочем канале устройства, т.е. более 10 кЭ;

227

–многократная магнитная обработка жидкостей (нефтей) в неоднородном магнитном поле с высокой напряженностью в рабочем канале устройства;

–допустимая скорость потока омагничиваемой жидкости в диапазоне от 0,1 до 1,0 м/с;

–обеспечение магнитной памяти после омагничивания жидкости;

–изменяемое соотношение между продольной и поперечной составляющей напряженности магнитного поля.

Вышеизложенным критериям удовлетворяют технические средства (устройства для магнитной обработки жидкости), разработанные в соавторстве с А.А. Злобиным, З.Р. Борсуцким и Б.И. Тульбовичем. Подробное описание устройств для магнитной обработки жидкости

иихэксплуатационные показатели изложеныв[142, 143].

228

ГЛАВА 6. ТЕПЛОВАЯ ОБРАБОТКА ДОБЫВАЕМОЙ ЖИДКОСТИ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН ДЛЯ ИСКЛЮЧЕНИЯ ОСЛОЖНЕНИЙ ПРИ ЕЕ ДОБЫЧЕ

При разработке разнохарактерных нефтяных пластов встречаются различные осложнения при эксплуатации нефтяных скважин. Например, присутствие АСПО в составе добываемой жидкости приводит к уменьшению коэффициента продуктивности призабойной зоны, снижению производительности скважины, а следовательно, уменьшению добычи нефти.

Так, при использовании перспективных технологий и эффективных технических решений существует возможность гарантированно обеспечить постоянство дебита скважины, увеличить межремонтный период работы оборудования, уменьшить время на ремонт скважины, обеспечить ритмичную работу нефтегазодобывающего предприятия и снизить себестоимость добычи нефти.

6.1.Восприимчивость жидкости нефтяных скважин

ООО«ЛУКОЙЛ-Пермь» к тепловой обработке

Практика эксплуатации нефтяных скважин показала, что одной из причин наличия АСПО, гидратов и ВВЭ является путевое охлаждение добываемой жидкости (нефти) [146, 147, 148]. В настоящее время, благодаря новым материалам и проектным решениям

[149, 150, 151, 152, 153, 154, 155, 156, 157, 158, 159, 160, 161, 162],

технически осуществима тепловая обработка добываемой жидкости по стволу нефтяных скважин с использованием как сосредоточенных, так и протяженных распределенных источников тепловой энер-

гии [150, 151, 153, 154, 159, 160, 161, 162, 163, 164, 165, 166, 167, 168, 169, 170].

229

Впервые протяженные источники тепловой энергии (электродепарафинизаторы) на основе изобретения профессоров Н.М. Скворцова и З.Б. Ельяшевича нашли применение в 40-х гг. прошлого столетия на промыслах «Орджоникидзенефть» и «Молотовнефть» и Эхаби (остров Сахалин) [164]. Так, на Эхаби в период с 1943–1948 гг. с помощью электродепарафинизатора депарафинизировалась основная часть фонда скважин XIII и XIV пластов с сильно парафинистой нефтью. В 1948 г. были проведены опытные прогревы электродепарафинизатором жидкости нефтяных скважин в нефтепромысловом управлении «Туймазанефть».

Восприимчивость нефтей месторождений РФ, Пермского края к тепловому воздействию подтверждается результатами многолетних исследований [171, 172, 173, 174, 175, 176], в процессе которых установлено следующее.

1.Изменение вязкости нефти с изменением температуры, которое не является прямолинейным, носит индивидуальный характер

исвязано с ее химическим составом, структурой отдельных компонентов и определяется силами межмолекулярного взаимодействия [177, 178, 179, 180]. Характер изменения кинематической вязкости нефти от температуры для месторождений ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь» представлен на рис. 6.1, 6.2, 6.3, из которых следует, что вязкость нефти, водонефтяной эмульсии месторождений ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь» зависит от их химического состава и, как следствие, определяется силами межмолекулярного взаимодействия [179]. По виду данных зависимостей задают, например, режим теплового воздействия на жидкость (нефть) для исключения осложнений при ее добыче.

2.Понижение температуры застывания нефти [175]. Характер понижения температуры застывания нефти месторождений ООО

«ЛУКОЙЛ-Пермь» представлен в табл. 5.1, откуда следует, что температура застывания нефти после термообработки при 50 ° С опустилась до –20 ° С и менее. В то же время температура застывания нефти без термообработки скважин ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь» находилась в интервале от –2 ° С до –16 ° С.

230