Скважинный агрегат электропрогрева и технологии повышения эффективности добычи высокопарафинистой нефти тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 00.00.00, кандидат наук Красеньков Сергей Владимирович

• Красеньков Сергей Владимирович
• кандидат наук
• 2026

Оглавление диссертации кандидат наук Красеньков Сергей Владимирович

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1. ОПЫТ И ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ СПОСОБОВ БОРЬБЫ С

ПАРАФИНОВЫМИ ОТЛОЖЕНИЯМИ ПРИ ДОБЫЧЕ НЕФТИ

1. 1 АСПО как составляющая осложненного фонда скважин

1.2 Механизмы, закономерности и условия образования АСПО

1.3 Скважинное оборудование и способы борьбы с АСПО

1.4 Технологии электропрогрева нефтяных скважин

1.5 Анализ оборудования для кабельного электропрогрева нефтяных скважин

1.6 Выводы по первой главе. Цель и задачи исследования

ГЛАВА 2. МАТЕМАТИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ ТЕПЛОВОГО

ВЗАИМОДЕЙСТВИЯ ДОБЫВАЕМОГО ФЛЮИДА С КАБЕЛЕМ СКВАЖИННОГО АГРЕГАТА ЭЛЕКТРОПРОГРЕВА

2.1 Формулировка задачи и описание расчетной модели

2.2 Методика построения геотермы

2.3 Термодинамические модели построения термограммы движущейся к устью газожидкостной смеси без прогрева в нефтяной добывающей скважине

2.4 Анализ методик построения термограммы движущейся к устью газожидкостной смеси без прогрева и распределения температуры насыщения нефти парафинами при термобарических условиях нефтяной добывающей скважины

2.5 Математическая модель, описывающая тепловое взаимодействие добываемого флюида с кабелем скважинного агрегата электропрогрева с учетом его электротепловых параметров

2.6 Анализ расчетной мощности скважинных агрегатов электропрогрева при различных способах их установки в скважину

2.7 Теоретические аспекты в оценке времени выхода добываемого флюида на расчетную температуру поддержания

2.8 Область применения энергосберегающей технологии и оборудования электропрогрева для борьбы с АСПО

2.9 Выводы по второй главе

ГЛАВА 3. ТЕХНИЧЕСКИЕ ПАРАМЕТРЫ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ

РЕШЕНИЯ КАБЕЛЬНОГО СКВАЖИННОГО АГРЕГАТА ЭЛЕКТРОПРОГРЕВА С ПЕРЕМЕННОЙ МОЩНОСТЬЮ ТЕПЛОВЫДЕЛЕНИЯ. МЕТОДИКА РАСЧЕТА СТАЦИОНАРНОГО ТЕПЛОВОГО РЕЖИМА РАБОТЫ СИСТЕМЫ «СКВАЖИНА-СКВАЖИННЫЙ АГРЕГАТ ЭЛЕКТРОПРОГРЕВА»

3.1 Технологические особенности кабельного скважинного агрегата электропрогрева

3.2 Конструктивные параметры скважинного агрегата электропрогрева с переменной мощностью тепловыделения

3.3 Механические параметры нагревательного кабеля с переменной мощностью тепловыделения

3.4 Электротепловые параметры нагревательного кабеля с переменной мощностью тепловыделения

3.5 Методика расчета стационарного теплового режима работы системы «скважина-скважинный агрегат электропрогрева»

3.6 Сравнительный анализ расчетной энергоэффективности кабельных скважинных агрегатов электропрогрева, устанавливаемых в НКТ

3.7 Выводы по третьей главе

ГЛАВА 4. ОСОБЕННОСТИ ПЛАНИРОВАНИЯ, ПРОВЕДЕНИЯ И

АНАЛИЗА ОПЫТНО-ПРОМЫШЛЕННЫХ ИСПЫТАНИЙ

4.1 Технологический процесс планирования проведения ОПИ

4.2 Программа ОПИ скважинного агрегата электропрогрева

4.3 Методика ОПИ скважинного агрегата электропрогрева

4.4 Перечень обязательных работ технического обслуживания оборудования перед запуском системы электропрогрева

4.5 Анализ результатов ОПИ

4.6 Выводы по четвертой главе

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ И УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

СПИСОК ИЛЛЮСТАТИВНОГО МАТЕРИАЛА

СПИСОК ТАБЛИЦ

ПРИЛОЖЕНИЕ А - Пример технологической анкеты скважины

ПРИЛОЖЕНИЕ Б - Технологические анкеты скважин №3203, №3809,

№31104 месторождения Западное Хоседаю

ПРИЛОЖЕНИЕ В - Технологическая анкета скважины с АПВ Когалымского

месторождения

ПРИЛОЖЕНИЕ Г - Регистрируемые параметры при работе системы

электропрогрева

ПРИЛОЖЕНИЕ Д - Справка о внедрении результатов диссертационной

работы

ПРИЛОЖЕНИЕ Е - Акты о завершении опытно-промышленных

испытаний

ПРИЛОЖЕНИЕ Ж - Акт о технических работах на скважине №31104

месторождения Западное Хоседаю

ПРИЛОЖЕНИЕ И - Разовые ордера на изготовление скважинных агрегатов электропрогрева

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Скважинный агрегат электропрогрева и технологии повышения эффективности добычи высокопарафинистой нефти»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы исследования. При добыче парафинистой нефти одной из наиболее часто встречающихся проблем является образование асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) в скважинном оборудовании. Асфальтосмолопарафиновые вещества (АСПВ) в разных концентрациях содержатся в растворенном состоянии во всех залежах нефти, а за счет изменения термобарических условий в скважине, при движении пластовой жидкости к устью, происходит их выделение и осаждение на оборудовании, особенно на внутренней стенке колонны насосно-компрессорных труб (НКТ).

Данный процесс может иметь разную степень интенсивности, но без применения специализированных технологий, направленных на борьбу с образованием АСПО, эффективность добычи нефти падает. Поэтому предотвращение парафинизации лифтового оборудования с применением высокотехнологичных эффективных способов, позволяющих обеспечить непрерывность, комплексную автоматизацию и диспетчеризацию процесса работы машин и агрегатов, а также улучшить технико-экономические показатели добычи нефти, является одной из наиболее важных задач современной нефтедобывающей промышленности РФ и в мире.

Степень разработанности темы. Большую роль в изучении факторов, способствующих формированию АСПО, а также в развитии оборудования и технологических процессов борьбы с АСПО внесли работы таких ученых, как К.Д. Ашмян, Г.А. Бабалян, В.П. Тронов, Г.Ф. Требин, Н.И. Хисамутдинов, А.И. Булатов, П.П. Галонский, Б.А. Мазепа, И.М. Муравьев, Н.Г. Ибрагимов, Д.М. Шейх-Али, М.Л. Струпинский, Н.Н. Хренков, Г.Г. Гилаев, С.Ф. Люшин, Н.Н. Непримеров, М.К. Рогачев, Ш.С. Гарифуллин, В.Н. Глущенко, В.А. Рассказов, W.J. Brown и многих других отечественных и зарубежных ученых.

Каждое месторождение обладает залежами с уникальными свойствами и условиями эксплуатации, обуславливающими свою специфику образования АСПО на оборудовании конкретной скважины. Поэтому, разработанные в настоящее

время технологии и оборудование борьбы с АСПО не являются универсальными и абсолютно результативными, что требует проведения дальнейших исследований и их развития. Одним из эффективных способов борьбы с АСПО является применение скважинного агрегата электропрогрева, включающего нагревательный кабель и концевую муфту к нему.

Целью диссертационной работы является создание энергосберегающей технологии и оборудования для эффективной добычи высокопарафинистой нефти.

Задачи исследования. Задачами исследования являлись:

1. Разработать математическую модель, описывающую тепловое взаимодействие добываемого флюида с кабелем скважинного агрегата электропрогрева с учетом его электротепловых параметров.

2. Разработать методику расчета стационарного теплового режима работы системы «скважина - скважинный агрегат электропрогрева», позволяющую определять тепловые режимы потока с прогревом в НКТ добывающей нефтяной скважины и скважинного агрегата электропрогрева, а также осуществлять подбор соответствующих конструктивных и технических параметров последнего с учетом энергосбережения и теплостойкости оборудования.

3. Разработать оригинальную конструкцию скважинного агрегата электропрогрева, состоящего из нагревательного кабеля с переменной мощностью тепловыделения и концевой муфты, с обоснованием технических параметров и технологических решений.

4. Провести опытно-промышленные испытания (ОПИ) созданных скважинных агрегатов электропрогрева с целью подтверждения их работоспособности и отработать разработанную энергосберегающую технологию борьбы с АСПО на объектах нефтедобычи, имеющих осложнения по парафиноотложению в НКТ.

Объектом исследования является процесс эксплуатации добывающей скважины при добыче высокопарафинистой нефти.

Предметом исследования является тепловой режим добывающей нефтяной скважины и влияние технико-технологических особенностей кабельного электропрогрева газожидкостного потока на эффективность борьбы с АСПО.

Научная новизна работы. Разработана математическая модель, описывающая тепловое взаимодействие добываемого флюида с кабелем скважинного агрегата электропрогрева с учетом его электротепловых параметров.

Разработана методика расчета стационарного теплового режима работы системы «скважина - скважинный агрегат электропрогрева», учитывающая наличие нескольких зон тепловыделения с различной мощностью, которая позволяет реализовать энергосберегающую технологию для борьбы с АСПО в НКТ посредством распределенного прогрева потока газожидкостной смеси.

Теоретическая значимость работы. Исследованы модели теплообмена в НКТ добывающей нефтяной скважины с потоком газожидкостной смеси на предмет значимых энергетических составляющих, влияющих на компенсацию тепловых потерь с целью исключения АСПО в НКТ.

Раскрыты технологические особенности подбора нагревательных кабелей, отличающихся способами установки в скважину и количеством зон тепловыделения. Проведен сравнительный анализ расчетных энергозатрат при использовании различного количества зон тепловыделения.

Практическая значимость работы. Обоснованы технические характеристики составных частей скважинного агрегата электропрогрева с переменной мощностью тепловыделения, позволяющие предотвратить образование АСПО в колонне НКТ.

Разработана конструкция скважинного агрегата электропрогрева с переменной мощностью тепловыделения и технология его применения для борьбы с АСПО в НКТ, включающая методику подбора параметров нагревательного кабеля для конкретной скважины. Определена область применения разработанного скважинного агрегата электропрогрева.

Описаны режимы и особенности эксплуатации разработанного агрегата электропрогрева, которые применимы к аналогичным агрегатам при соответствующих осложняющих добычу факторах.

Методология и методы исследования. Работа выполнена в соответствии со стандартными методами теоретических исследований, а также в соответствии с существующими типовыми методами научного познания: физико-математическое моделирование процессов теплообмена в скважине; натурное ОПИ; аналитика результатов ОПИ в сравнении с расчетными прогнозируемыми параметрами; синтез накопленных теоретического и практического опытов для последующей оптимизации свойств предмета исследования и его составных частей. При обработке экспериментальных данных применялись методы математической статистики.

Положения, выносимые на защиту. На защиту выносятся следующие новые и содержащие элементы новизны основные положения:

1. Методика расчета стационарного теплового режима работы системы «скважина - скважинный агрегат электропрогрева» в рамках исключения образования АСПО в НКТ добывающих нефтяных скважинах с подбором конструктивных и электротепловых параметров разработанного оборудования борьбы с АСПО при условиях энергосбережения и теплостойкости последнего.

2. Влияние количества зон тепловыделения и типа кабельных скважинных агрегатов электропрогрева для борьбы с АСПО в НКТ добывающих нефтяных скважинах на стационарный тепловой режим работы системы «скважина -скважинный агрегат электропрогрева» с учетом энергосбережения и теплостойкости оборудования.

3. Результаты опытно - промышленных испытаний созданных скважинных агрегатов электропрогрева на объектах нефтедобычи, имеющих осложнения по парафиноотложению в НКТ, с валидацией разработанной методики расчета стационарного теплового режима работы системы «скважина - скважинный агрегат электропрогрева» и определением длительности нестационарного

теплового режима при выходе температуры потока с прогревом на требуемые показатели для исключения АСПО.

Степень достоверности результатов исследования. Достоверность полученных результатов подтверждается: результатами анализа значительного объема данных в исследуемой области, а также нормативно-технической и научной литературы; использованием методов математической обработки экспериментальных данных; верификацией и валидацией результатов численных исследований с эмпирическими. Результаты численных исследований показывают хорошую сходимость с результатами опытно-промышленных испытаний на объектах нефтегазовой отрасли.

Апробация результатов исследования. Основные положения и результаты работы докладывались и обсуждались на:

1. V Всероссийской молодежной научной конференции «Актуальные проблемы нефти и газа», ИПНГ РАН, Москва, 2022 г.

2. 76-й международной молодежной научной конференции «Нефть и газ -2022», Российский государственный университет нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, Москва, 2022 г.

3. IV региональной научно-технической конференции "Губкинский университет в решении вопросов нефтегазовой отрасли России", Российский государственный университет нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, Москва, 2020 г.

Публикации по теме диссертации. По теме диссертации опубликовано 8 научных работ, в том числе 4 статьи в изданиях, входящих в перечень ВАК Министерства образования и науки РФ.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения, списков: сокращений и условных обозначений, использованных источников, состоящего из 149 ссылок, иллюстративного материала, таблиц, а также восьми приложений. Материал диссертации изложен на 202 страницах машинописного текста, включает 30 таблиц, 43 рисунка.

Благодарности. Автор выражает признательность своему научному руководителю, к.т.н. профессору К.Х. Шотиди за стратегическое направление в работе, ценные рекомендации, плодотворные консультации и постоянное внимание. Автор искренне благодарен заведующему кафедрой термодинамики и тепловых двигателей РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, д.т.н., профессору А.С. Лопатину, заведующему кафедрой машин и оборудования нефтяной и газовой промышленности РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, д.т.н., профессору В.Н. Ивановскому за консультации, техническую и административную поддержку, д.т.н., профессору Ю.А. Сазонову и д.т.н., профессору А.И. Ходыреву за важные советы по научно-технической части работы, а также ведущему разработчику ООО ОКБ «ГАММА» В.П. Покусаеву за технические консультации.

ГЛАВА 1. ОПЫТ И ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ СПОСОБОВ БОРЬБЫ С ПАРАФИНОВЫМИ ОТЛОЖЕНИЯМИ ПРИ ДОБЫЧЕ НЕФТИ

1.1 АСПО как составляющая осложненного фонда скважин

Как правило, материальные затраты на борьбу с осложняющими добычу факторами по себестоимости добычи нефти составляют до 50% от вложений в эксплуатацию [1].

Эксплуатационный фонд скважин большинства нефтедобывающих предприятий с учетом времени разработки, либо по мере освоения новых месторождений, в целом, постоянно изменяется. Запасы со свойствами, осложняющими добычу, могут находиться в пластах как вновь открытых месторождений, так и старых, где скважины эксплуатируются механизированными способами, но в большей степени проблема образования АСПО характерна для последних. В совокупности, скважины на таких месторождениях образуют, так называемый, «осложненный фонд». У некоторых вертикально-интегрированных нефтяных компаний (ВИНК) России осложненный фонд скважин составляет почти 50% от действующего [2]. Такая ситуация обуславливает применение современных технологий и способов борьбы с осложняющими добычу факторами, а также их постоянное совершенствование и оптимизацию. Помимо этого, одним из важнейших критериев оценки выбора методов и способов борьбы является их стоимость, и для того, чтобы процесс добычи нефти оставался рентабельным она не должна быть слишком высокой [3].

В современном нефтедобывающем комплексе России, отталкиваясь от планомерного вовлечения в разработку запасов с менее благоприятными свойствами, можно выделить особо значимую проблему запарафинивания лифтового оборудования.

Одной из основных проблем нефтедобывающей промышленности является борьба с отложениями парафинов. Так, например, у ПАО «ЛУКОЙЛ» осложненный фонд составляет 45,6% (13659 скважин) от действующего и 58% всех

осложнений связаны непосредственно с наличием асфальтосмолопарафиновых отложений [4]. Данная проблема повсеместно встречается у каждой нефтяной компании и приобретает глобальные масштабы.

Образование органических отложений происходит на всех стадиях добычи нефти и при всех способах эксплуатации скважин [5]. Ситуация осложняется тем, что все нефти содержат твёрдые парафиновые углеводороды (ПУ).

Образование АСПО на внутренних поверхностях насосно-компрессорных труб и другом нефтепромысловом оборудовании зависит не только от количества ПУ, но и от соотношения парафинов, смол и асфальтенов в составе нефти, которое может изменяется в широком интервале. В соответствии с методическими указаниями по использованию классификации запасов и ресурсов нефти и горючих газов [6], существует классификация нефтей по количественному содержанию парафинов. Выделяют малопарафинистые нефти (примерно до 1,5 % масс.), парафинистые (примерно до 5,9 % масс.) и высокопарафинистые (примерно от 6 % масс.) [7,8,9]. По объединенному содержанию смолисто-асфальтеновых веществ (САВ), ввиду схожести своего строения и свойств, выделяют: малосмолистые (до 5% масс.), смолистые (до 15% масс.), высокосмолистые (более 15% масс.). Также, существует классификация, разделяющая АСПО на три типа, в зависимости от процентной доли массового содержания парафинов (П), отнесенного к сумме содержания асфальтенов и смол (А+С) [8, 10-13]:

- асфальтеновый - П/(А+С) <0,9;

- парафиновый - П/(А+С) >1,1;

- смешанный - П/(А+С) ~ 0,9-1, 1.

Стоит отметить, что состав и концентрация компонентов АСПО может сильно отличаться в пределах одного промысла.

На данный момент существует большое количество методов, позволяющих с разной степенью эффективности бороться с отложениями. Однако, широкое разнообразие свойств добываемой жидкости и условий эксплуатации скважин не

позволяют выделить единого и универсального метода, подходящего для всех типов залежей и скважин.

В целом, химический состав АСПО, характер, концентрация и интенсивность их образования определяются свойствами и составом добываемой нефти, термо- и гидродинамическими условиями продуктивных горизонтов, способом эксплуатации скважин.

Проблема борьбы с отложениями органического характера остается актуальной и в настоящее время только увеличивает свою значимость, особенно это связано с тем, что многие из месторождений в России находятся на поздней стадии разработки, для которой характерно снижение темпов отбора добываемого ресурса, прогрессирующее обводнение, увеличение количества свободного газа, ускоренное образование АСПО. В основном, скважины на таких месторождениях эксплуатируются механизированным способом [5]. Кроме того, на протяжении последних десятилетий ведется активное вовлечение в разработку месторождений высоковязких нефтей, в которых содержится значительное количество парафиновых углеводородов, асфальтенов и смол [6,7].

Сами по себе АСПО - это сложная углеводородная физико-химическая смесь [8]. В процентном выражении по массе компонентов АСПО состоит из [9]:

- углеводородов (парафины, церезины, асфальтены, смолы) 15-85%;

- мехпримесей 2-15%;

- воды 4-18%;

- солей (галит, кальцит, гипс и др.) 4-15%;

- сульфита железа 0-65%.

Исходя из вышесказанного, помимо нормальных парафинов (алканов), в нефтях содержится много изомерных углеводородов - церезинов (изоалканов). Церезины имеют иное пространственное строение атомов и сильно отличаются по своим физическим и химическим свойствам от парафиновых углеводородов (ПУ). В отличие от последних, церезины обладают мелкокристаллической структурой, их молекулярная масса больше, а температура плавления выше (65-86 °С вместо

45-65 °С у парафинов) [9-12]. Смолисто-асфальтеновые компоненты нефти содержат преимущественно углерод, водород, кислород, азот и серу. Также в малых и микроколичествах в них присутствуют металлы [13,14,15]. Температура размягчения нефтяных смол 35-90оС, тогда как у асфальтенов 200-300оС [9]. В нефти АСПВ находятся в растворенном, а также в кристаллическом состояниях.

1.2 Механизмы, закономерности и условия образования АСПО

Объем добычи нефти может значительно уменьшиться из-за осложнений, связанных с АСПО, в особенности на парафинистых и высокопарафинистых месторождениях. Однако, количественные критерии содержания парафинов в нефти не всегда являются определяющими характер отложений АСПВ. Также нельзя отождествлять интенсивность кристаллизации парафина в нефти к интенсивности образования АСПО. Отложение АСПВ зависит от множества факторов: обводненности пласта, адсорбционных процессов на границе твердое тело-парафин, скорости движения газожидкостной смеси, вязкости нефти, шероховатости внутренней поверхности труб, газового фактора, способа эксплуатации скважины, и других [16-22], но наиболее значимым является изменение термобарических условий в скважине [17,19,20,23-25].

В пластовых условиях, где преобладает наиболее высокая температура, АСПВ зачастую находятся в растворенном состоянии [26, 27]. При движении флюида по лифту, помимо различных энергетических изменений, часть тепла передаётся окружающей скважину породе, вследствие чего его температура снижается. Интенсивность теплоотдачи зависит от температурного градиента между флюидом и окружающим скважину породами, который меняется в зависимости от глубины и термического сопротивления кольцевого зазора (КЗ) между НКТ и ОК [28], а также от ряда энергетических превращений в потоке.

Парафины хорошо растворяют в нефти лёгкие фракции, включая растворённые газы. Когда газообразные и лёгкие фракции, а также конденсаты

выделяются, это приводит к увеличению вязкости нефти и ухудшает растворимость парафинов.

Если давление становится ниже давления насыщения в стволе скважины, то гидродинамическое равновесие нарушается - происходит интенсивное разгазирование нефти с увеличением концентрации молекул парафина и последующим перенасыщением раствора парафином, а также происходит дополнительное охлаждение продукции.

Экспериментально установлено, что температура кристализации парафинов возрастает с увеличением давления при превышении последним давления насыщения. При снижении давления ниже давления насыщения наблюдается рост температуры начала кристаллизации, вследствие разгазирования [29].

В присутствии асфальто-смолистых веществ поверхность отложений имеет развитую шероховатость, а смолы дополнительно цементируют осадок. Наличие в нефти частиц песка, глины и других механических примесей упрочняют АСПО, весьма часто выступая центрами кристаллизации парафина.

Обычно, с течением времени, количество АСПО увеличивается при снижении интенсивности парафинизации вследствие увеличения коэффициента термического сопротивления скважины при накоплении АСПО.

Дебит скважины оказывает существенное влияние на температурное состояние скважины. Чем он выше, тем флюид менее остывает при движении к устью, однако здесь также виляет доля воды в смеси, т.к. она обладает наиболее высоким значением удельной теплоемкости, т.е. чем выше количество воды, тем больше теплосодержание флюида и большая смачиваемость НКТ водой. Возрастает скорость потока, и при температурах ниже температуры насыщения интенсивность накопления АСПО увеличивается до определенной скорости потока, а впоследствии, при дальнейшем увеличении скорости происходит смыв накоплений парафинов.

Отметим, что ухудшение реологических свойств нефти происходит при увеличении количества парафинов. Асфальтены и смолы, при их небольшой

концентрации в парафинистой нефти уменьшают вязкость, напряжения сдвига и температуру застывания, а при больших концентрациях способствуют увеличению вязкости в высокопарафинистых и беспарафинистых нефтях.

По механизму формирования отложений выделяют три теории [30-32]:

1. осадочно-объёмную;

Согласно ей, кристаллы парафина образуются в объёме потока и постепенно оседают на внутренних поверхностях оборудования [18].

2. кристаллизационно-поверхностную;

В ней предполагается, что кристаллизация парафина происходит непосредственно на поверхности оборудования и оседают на нем [33,34].

3. смешанный принцип возникновения АСПО [35,36];

К основным механизмам, которые могут влиять на образование парафиновых отложений на поверхности нефтепромыслового оборудования, относятся [19]:

- молекулярная диффузия;

- сдвиговые воздействия (сдвиговая дисперсия и сдвиговое удаление);

- термодиффузия;

- гравитационное осаждение;

- броуновское движение.

Стоит отметить, что органические отложения могут появляться не только на стенках насосно-компрессорных труб (НКТ). Они также образуются в призабойной зоне пласта, насосном оборудовании, на стенках выкидных линий и нефтепроводов, на дне резервуаров для сбора и хранения нефти и т. д. [37,38, 39].

Образование отложений негативно сказывается на работе оборудования: уменьшается полезное сечение НКТ, снижается объём добычи нефти, ускоряется износ насосного оборудования, растёт расход электроэнергии. В результате увеличиваются затраты на добычу нефти [40,41], что ухудшает технико-экономические показатели месторождения. Если не принять необходимые меры, это может привести к снижению эффективности разработки месторождения и дополнительным затратам. При отсутствии необходимых мер для борьбы с

отложениями, они способны полностью закупорить скважину, что выведет ее из строя.

1.3 Скважинное оборудование и способы борьбы с АСПО

Существуют два направления борьбы с АСПО - это предотвращение и удаление парафиноотложений [20,42]. Они включают большое количество методов и способов, характерных для конкретных условий эксплуатации скважин и свойств добываемой жидкости, большая часть которых представлена на рисунке 1.1.

Рисунок 1.1 - Структура методов и способов (обозначены цифрами)

борьбы с АСПО [8]

Несмотря на широкое разнообразие методов и способов борьбы с АСПО, данная проблема пока еще остается нерешенной, и на сегодняшний день является одной из главнейших в отечественной и мировой нефтедобывающей отрасли.

Экономическая составляющая в решении этого вопроса является приоритетной стороной [43], определяющей использование наиболее дешевых и простых технологий, которые не требуют существенных капиталовложений и трудовых затрат. Оптимальным направлением борьбы с АСПО является их предотвращение [43], путем применения, например, тепловых, механических и химических методов [28,44-49].

Наиболее популярным способом борьбы с АСПО является скребкование. При выборе способа, помимо экономической оценки, следует проводить предварительный анализ эффективности для оборудования конкретной скважины и учитывать, что выбор зависит как от способа добычи пластовой жидкости, так и от её состава и свойств, условий залегания, а также от обеспеченности месторождения необходимыми техническими ресурсами. Скребкование один из наименее энергозатратных способов - мощность электродвигателя как основного потребителя энергии может достигать 4-5 кВт [50]. Если скребок оборудован нагревателем, то его мощность может быть до 10 кВт [51]. Но скребкование зачастую бывает затруднено или невозможно на наклонно-направленных и горизонтальных скважинах, а также на вертикальных скважинах с осложненными условиями добычи, свойствами жидкости. Этот способ относится к направлению по удалению отложений.

В последнее время, одним из перспективных и наиболее универсальных способов теплового воздействия на флюид, который способен весьма эффективно бороться не только с отложениями АСПВ, но также снижать вязкость добываемого флюида, является использование специальных скважинных агрегатов электропрогрева на основе нагревательных кабелей, которые устанавливаются в НКТ или в КЗ на НКТ [52]. Суть данного способа заключается в обеспечении требуемой температуры движущегося к устью скважины флюида (газожидкостная смесь), исключающей образование АСПО. Существующие на текущий момент кабельные скважинные агрегаты электропрогрева имеют однофазное или трехфазное исполнение и работают при переменном или постоянном токах. Те

нагревательные кабели, которые устанавливаются в НКТ, имеют, в основном, круглую форму поперечного сечения, а устанавливаемые в КЗ - плоскую. Линейная мощность, в большинстве случаев, постоянна по длине и может подбираться исходя из наибольших тепловых потерь добываемого флюида в окружающий скважину породы, характерных для устья, что сильно ограничивает применимость кабелей по температуростойкости изоляции. На глубине скважины, где разность температур между добываемом флюидом без прогрева и с прогревом на много меньше чем на устье может возникать локальный перегрев нагревательного кабеля. Также он может возникать и в устьевом оборудовании скважины. Эта проблема решается применением изоляции из температуростойкого материала, например, фторопласта, но его цена намного больше, чем у полиэтилена и полипропилена, поэтому производители всяческими способами стремятся снизить плотность тепловыделения нагревательного кабеля, тем самым снизив температурные нагрузки на изоляцию.

Укрупненно, конструкция нагревательных кабелей различных производителей примерно одинакова и состоит из токопроводящего элемента, изоляции, оболочки, а также силового элемента для кабелей, установленных в НКТ, т.к. они должны быть грузонесущими. Теоретически, у нагревательных кабелей, устанавливаемых в КЗ на внешнюю поверхность НКТ [53], спектр применимости на скважинах с механизированными способами добычи шире, чем у аналогичных кабелей, устанавливаемых непосредственно в НТК [54] (технологии установки в скважину), но у них имеется ряд недостатков:

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Красеньков Сергей Владимирович, 2026 год

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Насыров, А.М. Управление осложнениями в добыче нефти /

A.М. Насыров // Экспозиция Нефть Газ. - 2015. - № 5(44). - С. 14-15.

2. Аналитическая служба «Нефтегазовой Вертикали» // Нефтегазовая Вертикаль. - 2017. - №9. - С. 70-74

3. Аминев, М.Х. Технические средства для работы осложненного фонда скважин. Узлы безопасности / М.Х. Аминев. А.А. Змеу // Бурение и нефть. - 2012. - № 6-7. - С. 74-76.

4. Ренев, Д.Ю. В поисках надежности / Д.Ю. Ренев // Нефтегазовая Вертикаль. - 2017. - №9. - С. 75-77

5. Юшков, И.Р. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений: учеб.-метод. пособие/ И.Р. Юшков, Г.П. Хижняков, П.Ю. Илюшин. - Пермь : Изд-во Перм. нац. исслед. политехн. ун-та, 2013. - 177 с.

6. Марьин, В.И. Химические методы удаления и предотвращения образования АСПО при добыче нефти: аналитический обзор / В.И. Марьин,

B.А. Акчурин, А.Г. Демахин. - Саратов : ГосУНЦ «Колледж», 2001. - 156 с.

7. Муслимов, Р.Х. Нетрадиционные залежи нефти-существенный потенциал дальнейшего развития старых нефтедобывающих районов / Р.Х. Муслимов // Геомесурсы. - 2005. - №1 (16). - С.2-8.

8. Персиянцев, М.Н. Добыча нефти в осложненных условиях / М.Н. Персиянцев. - М.: ООО «Недра-Бизнес-центр», 2000. - 653 с.

9. Галикеев, И.А. Эксплуатация месторождений нефти в осложненных условиях / И.А. Галикеев, В.А. Насыров, А.М. Насыров. - Ижевск: ООО «Парацельс Принт», 2015. - 354 с.

10. Маркин, А.Н. Нефтепромысловая химия / А.Н. Маркин, Р.Э. Низамов,

C.В. Суховерхов // Практическое руководство. - Владивосток: Дальнаука, 2011. -288 с.

11. Казакова, Л.П. Физико-химические основы производства нефтяных масел / Л.П. Казакова. - М.: Химия, 1978. - 320 с.

12. Казакова, Л.П. Твердые углеводороды нефти / Л.П. Казакова. - М.: Химия, 1986. - 176 с.

13. Рябов, В.Д. Химия нефти и газа: учебное пособие / В.Д. Рябов. - М.: Изд-во «ФОРУМ»: ИНФРА-М, 2014. - 336 с.

14. Ганеева, Ю.М. Асфальтеновые наноагрегаты: структура, фазовые превращения, влияние на свойства нефтяных систем / Ю.М. Ганеева // Успехи химии. - 2011. - Т. 80, № 10. - С. 1034-1050.

15. Acevedo, S. Relations between asfaltene structure and their physical and chemical properties: the rosary-type structure / S. Acevedo, A. Castro, J.G. Negrin, A. Fernandez, G. Escobar, V. Piscitelli // Energy & Fuels. - 2007. - V. 21. -Р. 2165- 2175.

16. Ekeh Modesty Kelechukwu. Influencing factors governing paraffin wax deposition during crude production / Ekeh Modesty Kelechukwu, Hikmat Said S. Al Salim and Abu Azam Mohd. Yassin // International Journal of Physical Sciences. -2010. - Vol. 5. - No. 15. - Р. 2351-2362.

17. Галонский, П.П. Борьба с парафином при добыче нефти / П.П. Галонский. - М.: Гостоптехиздат, 1960. - 88 с.

18. Люшин, С.В. О влиянии скорости потока на интенсивность отложения парафинов в трубах / С.В. Люшин, Н.Н. Репин // Борьба с отложениями парафина. -М.: Недра, 1965. - 340 с.

19. Тронов, В.П. Механизм образования смолопарафиновых отложений и борьба с ними / В.П. Тронов. - М.: Недра, 1966. - 192 с.

20. Булатов, А.И. Асфальто-смоло-парафиновые отложения и гидратообразования: предупреждение и удаление: учеб. пособие для студентов, обучающихся по специальности 130503 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» направления подготовки дипломир. специалистов 130500 «Нефтегазовое дело»: в 2 т. / А.И. Булатов, Г.В. Кусов, О.В. Савенок. -Краснодар: Издат. Дом-Юг, Т. 1. - 2011. - 345 с.

21. Муравьев, И.М. Эксплуатация нефтяных месторождений / И.М. Муравьев, А.П. Крылов. - М.: Гостоптехиздат, 1949. - 776 с.

22. Костарев, Н.А. Управление работой греющего кабеля на основе математической модели процессов тепломассопереноса в нефтяной скважине / Н.А. Костарев, Н. М. Труфанова // Прикладная математика и вопросы управления. -2021. - № 2. - С. 115-132.

23. Brown, W.Y. Prevention and removal of paraffin accumulations / W.Y. Brown // Drilling and Production Practice. - 1940. - V.37. - P. 85-96.

24. Админов, А.Р. Депарафинизация нефтяных скважин (из опыта Орджоникидзенефть) / А.Р. Админов. - Баку: Аднефтеиздат, 1953. - 129 с.

25. Huang, Z. The effect of operating temperatures on wax deposition / Zhenyu Huang, Yingda Lu, Rainer Hoffmann, Lene Amundsen, H. Scott Fogler // Energy & Fuels. - 2011. - № 25 - Р. 5180-5188

26. Рогачев, М.К. Борьба с осложнениями при добыче нефти / М.К. Рогачев, К.В. Стриженов - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», - 2006. - 295 с.

27. Причины образования и технологии борьбы с асфальтосмолопарафиновыми отложениями / К.Ю. Стрелкова, Г.Г. Гилаев, Г.Г. Гилаев [и др.] // Молодежная наука : Сборник лучших научных работ молодых ученых по результатам XLVII студенческой научной конференции, Краснодар, 24 февраля - 23 2021 года / Отв. редактор С.А. Удодов. - Краснодар: Кубанский государственный технологический университет, 2022. - С. 66-74.

28. Сорокин, А.В. Особенности физико-химического механизма образования АСПО в скважинах / А.В. Сорокин, А.Я. Хавкин // Бурение и нефть. - 2007. -№ 10. - С. 30-31.

29. Ашмян, К.Д. Развитие методики оценки фазового состояния парафинов в пластовых нефтях / К.Д. Ашмян, А.К. Пономарев, О.В. Ковалева // Труды научно-исследовательского института системных исследований Российской академии наук. - 2018. - Т. 8. - № 2. - С. 120-124.

30. Бабалян, Г.А. Борьба с отложениями парафина / Г.А. Бабалян. - М.: Недра, 1965. - 340 с.

31. Борьба с отложениями парафина при добыче нефти / С.Ф. Люшин, В.А. Рассказов, Д.М. Шейх-Али [и др.]. - М.: Гостоптехиздат, 1961. - 150 с.

32. Коробов, Г.Ю. Механизмы образования асфальтосмолопарафиновых отложений и факторы интенсивности их формирования / Г.Ю. Коробов, Д.В. Парфенов, В.Т. Нгуен // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. - 2023. - Т. 334, № 4. - С. 103-116.

33. Непримеров, Н.Н. Экспериментальное исследование некоторых особенностей добычи парафиновых нефтей / Н.Н. Непримеров. - Казань: Изд-во КГУ, 1958. - 48 с.

34. Бойко, В.С. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений: учебник / В.С. Бойко. - М.: Недра, 1990. - 427 с.

35. Литвинец, И.В. Влияние ингибирующих присадок на процесс образования асфальтосмолопарафиновых отложений нефтяных дисперсных систем: дис. ... канд. техн. наук: 2.00.13 / Литвинец Ирина Валерьевна. - Томск, 2015. - 181 с.

36. Ле Вьет Зунг. Совершенствование технологии предотвращения и удаления асфальтосмолопарафиновых отложений при эксплуатации газлифтных скважин: на примере месторождения «Белый тигр»: дис. ... канд. техн. наук: : 25.00.17 / Ле Вьет Зунг. - Уфа, 2015. - 121 с.

37. Рассказов, В.А. Исследование процесса отложения парафина в выкидных линиях скважин / В.А. Рассказов // Борьба с отложениями парафина. - М.: Недра. -1965. - 159 с.

38. Ибрагимов, Н.Г. Осложнения в нефтедобыче / Н.Г. Ибрагимов, А.Р. Хафизов, В.В. Шайдаков. - Уфа: Монография, 2003. - 302 с.

39. Применение полимерных рабочих колес и полимерных покрытий для увеличения МРП насосов ЦНС в условиях интенсивного образования нерастворимых отложений / М. Р. Левченко, Г. Г. Гилаев, С. С. Ульянов [и др.] // Ашировские чтения. - 2022. - Т. 1, № 1(14). - С. 288-296.

40. Misra S. Paraffin Problems in Crude Oil Production and Transportation: A Review / S. Misra, S. Baruah, K. Singh // SPE Prod & Oper. - 1995. - Vol. 10 (1) - P. 5054.

41. Ибрагимов, Г.З. Химические реагенты для добычи нефти: Справочник рабочего / Г.З. Ибрагимов, В.А. Сорокин, Н.И. Хисамутдинов. - М.: Недра, 1986 -240 с.

42. Иванова, Л.В. Асфальтосмолопарафиновые отложения в процессах добычи, транспорта и хранения / Л.В. Иванова, Е.А. Буров, В.Н. Кошелев // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». - 2011. - №1. - С. 268-284.

43. Гилаев, Г. Г. Методы борьбы с основными видами осложнений при эксплуатации скважин / Г. Г. Гилаев // Нефтяное хозяйство. - 2020. - № 4. - С. 6266.

44. Гилаев, Г. Г. Разработка растворителя эффективного в удалении АСПО с высоким содержанием диспергированной воды / Г. Г. Гилаев, А. Г. Гилаев, М. Я. Хабибуллин // Современные технологии в нефтегазовом деле - 2021 : Сборник трудов международной научно-технической конференции, Октябрьский, 26 марта 2021 года. - Уфа: Уфимский государственный нефтяной технический университет, 2021. - С. 56-61.

45. Барданова, О. Н. Оптимизация способов борьбы с осложнениями при добыче нефти на нефтяных и газовых месторождениях / О. Н. Барданова, С. А. Красноперова, А. М. Насыров // Технологии нефти и газа. - 2017. - №2 6(113). -С. 41-43.

46. Красеньков, С.В. Энергоэффективность использования скважинного нагревателя для борьбы с асфальто-смоло-парафиновыми отложениями в скважинах / С. В. Красеньков // Территория «НЕФТЕГАЗ». - 2024. - №2 5-6. - С. 2024.

47. Гарифуллин, Ф.С. О технологиях предотвращения и удаления асфальто-смоло-парафиновых отложений на месторождениях НГДУ "Краснохолмскнефть" / Ф.С. Гарифуллин, Ф.К. Серазетдинов, Н.А. Рябоконь // Науч.-темат. обзор. Сер. «Техника и технология добычи нефти и обустройство нефтяных месторождений». -М.: ВНИИОЭНГ. - 1990. - Вып. 9. - С. 15-19.

48. Глущенко, В.Н. Предупреждение и устранение асфальтеносмолопарафиновых отложений. Нефтепромысловая химия / В.Н. Глущенко, В.Н. Силин. - М.: Интерконтракт Наука, 2009. - 475 с.

49. Шотиди, К.Х. Методы и способы борьбы с парафиновыми отложениями. Перспективы развития / К. Х. Шотиди, С. В. Красеньков // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2019. - № 11. - С. 56-60.

50. Эколайт: сайт. Набережные Челны. URL: https://ecolite-st.ru/product/lebedka-issledovatelskaya-lis-1/ (дата обращения: 06.01.2025).

51. Патент № 2821484 C1 Российская Федерация, МПК E21B 36/04, E21B 37/02, B08B 9/043. Электродный нагревающийся скребок для скважины: № 2023126773: заявл. 19.10.2023: опубл. 25.06.2024 / Д.И. Киргизов, Э.Р. Асадуллин; заявитель Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина.

52. Чеботников, В.А. Анализ опытно-промышленного использования греющих кабелей на месторождениях ООО "Нарьянмарнефтегаз" / В.А. Чеботников // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. - 2011. -№ 3(87). - С. 62-65

53. Патент на полезную модель № 30388 U1 Российская Федерация, МПК E21B 43/00. Кабельная линия установки для добычи нефти: № 2002130618/20: заявл. 18.11.2002: опубл. 27.06.2003 / А.Е. Буренков, В.П. Жога, Л. А. Ковригин, Г.П. Макиенко ; заявитель Открытое акционерное общество "Камкабель".

54. Шотиди, К.Х. Кабельный электрообогрев нефтегазовых скважин как способ борьбы с парафиновыми отложениями и газовыми гидратами / К.Х. Шотиди, С.В. Красеньков // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. - 2021. - № 5(125). - С. 65-68.

55. Шотиди, К.Х. Скважинный нагревательный кабель с переменной мощностью тепловыделения / К.Х. Шотиди, С.В. Красеньков // Труды Российского государственного университета нефти и газа имени И.М. Губкина. - 2021. -№ 1(302). - С. 125-133.

56. Чеботников, В.А. Исследование условий образования асфальтосмолопарафиновых отложений в скважинах и разработка технологии борьбы с ними: дис. ...канд. тех. наук: 25.00.17 / Чеботников Владислав Анатольевич. - Тюмень, 2011. - 139 с.

57. Ковригин, Л.А. Нагревательные кабели и управление температурным полем нефтяных скважин // RusCable.ru. URL: https://www.ruscable.ru/ articles/doc/statii/nagrevatelinye_kabeli_i_upravlenie_tempe (дата обращения: 14.01.2025).

58. Патент на полезную модель № 33376 U1 Российская Федерация, МПК C10G 31/06. Система электрообогрева очистки нефтедобывающей установки от парафиновых отложений: № 2002118933/20: заявл. 15.07.2002: опубл. 20.10.2003 / А.Е. Буренков, Г.П. Макиенко, В.А. Мансуров [и др.]; заявитель Открытое акционерное общество "Камкабель".

59. Petroleum Engineers: сайт. URL: https://www.petroleumengineers.ru/sites/ default/files/nkl_spoalnas_2012.pdf?ysclid= m5glzthoyc24175896 (дата обращения: 06.01.2025).

60. Требин, Г.Ф. Нефти месторождений Советского Союза: Справочник / Г.Ф. Требин, Н.В. Чарыгин, Т.М. Обухова. - М.: Недра, 1980. - 583 с.

61. Устойчивые тенденции и факторы развития рынка нефтесервиса в России / И.В. Филимонова , В.Ю. Немов , А.В. Комарова , С.В. Кожевина // Бурение и нефть. - 2020. - № 11. - С. 6-12.

62. Купцов, С.М. Теплофизические свойства пластовых жидкостей и горных пород нефтяных месторождений / С.М. Купцов. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2008. - 205 с.

63. Мищенко, И.Т. Скважинная добыча нефти: Учебное пособие для вузов / И.Т. Мищенко. - Москва.: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003. - 816 с.

64. Купцов, С.М. Температурный режим скважины. Методическое пособие / С.М. Купцов. - Москва.: Издательский центр РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2012. - 111 с.

65. Термодинамика и теплопередача в технологических процессах нефтяной и газовой промышленности / А.Ф. Калинин, С.М. Купцов, А.С. Лопатин, К.Х. Шотиди: Учебник для вузов. - М.: Российский государственный университет нефти и газа (НИУ) имени И. М. Губкина, 2016. - 264.

66. Проселков, Ю.М. Теплопередача в скважинах / Ю.М. Проселков. -Москва: Недра, 1975. - 223 с.

67. Александров, А. Н. Определение температуры насыщения модельных растворов нефти парафином / А. Н. Александров, М. К. Рогачев // Международный научно-исследовательский журнал. - 2017. - № 6-2(60). - С. 103-108.

68. Галикеев, Р.М. Расчет температуры насыщения нефти парафином / Р.М. Галикеев, С.А. Леонтьев // Территория Нефтегаз. - 2010. - № 6. - С. 82-85.

69. Галикеев, Р.М. Исследование закономерностей структурообразования парафиносодержащих нефтей в добыче и системе сбора: автореферат дис. ... канд. техн. наук: 25.00.17 / Галикеев Рустам Маратович. - Тюмень, 2011. - 24 с.

70. Мордвинов, В.А. Методика оценки глубины начала интенсивной парафинизации скважинного оборудования / В.А. Мордвинов, М.С. Турбаков, А.А. Ерофеев // Нефтяное хозяйство. - 2010. - №7. - С. 112-115.

71. Струпинский, М.Л. Проектирование и эксплуатация систем электрического обогрева в нефтегазовой отрасли. Настольная книга специалиста по электрообогреву: справочник 2-е изд., перераб. и доп. / М.Л. Струпинский, Н.Н. Хренков, А.Б. Кувалдин. - Москва; Вологда: Инфра-Инженерия, 2023. - 524 с.

72. Патент на полезную модель № 145740 U1 Российская Федерация, МПК H05B 3/56. нагревательный кабель для нефтяных скважин: №2 2014102839/07: заявл. 28.01.2014: опубл. 27.09.2014 / К.И. Сухарев, И.В. Ушаков, М.М. Клишковская.

73. Патент № 2455461 C1 Российская Федерация, МПК E21B 36/04, E21B 43/24, H05B 3/56. Способ нагрева потока жидкости в нефтегазовой скважине и установка для его осуществления: № 2010146306/03: заявл. 15.11.2010: опубл. 10.07.2012 / А.М. Клишковский, А.И. Сухарев, К.И. Сухарев.

74. Патент на полезную модель № 132663 U1 Российская Федерация, МПК H05B 3/56. Нагревательный кабель для нефтяных скважин: № 2013115538/07:

заявл. 05.04.2013: опубл. 20.09.2013 / К.И. Сухарев, И.В. Ушаков, М.М. Клишковская.

75. Научно-производственная компания Автоматизированные Системы Нагрева: сайт. Омск. URL: https://npk-asn.ru/npk-asn-prezentacia (дата обращения 19.11.2024)

76. Патент на полезную модель № 111185 U1 Российская Федерация, МПК E21B 37/00, E21B 36/04. Установка для предотвращения асфальтосмолопарафиновых отложений в нефтегазовых скважинах: № 2011124208/03: заявл. 15.06.2011: опубл. 10.12.2011 / А.А. Алексеев, А.Н. Паньков, А.А. Попов; заявитель Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственное объединение "ПермНефтеГаз".

77. Научно-производственное общество «Пермнефтегаз»: сайт. Пермь. URL: permneftegaz.ru/catalog/termoelektricheskie-ustanovki/?ysclid=mcdh3vreyp663889185 ((дата обращения 19.11.2024).

78. «ПСКОВКАБЕЛЬ»: сайт. Псков. URL: https://pskovgeokabel.ru/ products/1_62/ (дата обращения 19.11.2024).

79. Патент на полезную модель № 35823 U1 Российская Федерация, МПК E21B 37/00. Устройство для нагрева нефтяной скважины: № 2003134742/20: заявл. 01.12.2003: опубл. 10.02.2004 / А.В. Робин.

80. Саморегулирующиеся греющие кабели в системах электрообогрева // ООО «СИБ-Контролс». URL: https://sibcontrols.com/ru/samorjegulirujushhijesja_ grjejushhije_kabjeH_v_sistjemakh_eljektroobogrjeva (дата обращения: 06.01.2025).

81. Струпинский, М.Л, Исследование свойств саморегулирующихся кабелей при низких температурах / М.Л. Струпинский, Н.Н. Хренков // Промышленный электрообогрев и электроотопление. - 2011. №1. С. 6-11.

82. Ландау, Л.Д. Гидродинамика. Теоретическая физика: т. VI. 3-е изд., перераб. / Л.Д. Ландау, Е. М. Лифшиц. - Москва.:Наука. Гл. ред. физ-мат. лит., 1986. - 736 с.

83. Намиот, А.Ю. Теплопередача при подъеме нефти в скважине / А.Ю. Намиот. - Москва.: Гостоптехиздат, 1956. - 254 с.

84. Чарный, И.А. Основы газовой динамики / И.А. Чарный. - Москва.: Гостоптехиздат, 1961. - 200 с.

85. Казанский, А.Б. Об изменении температуры жидкости и тепловых потерях в действующей скважине. Проблемы геотермии и использования тепла земли / А.Б. Казанский. - М.: Изд-во АН СССР, 1966. - 351 с.

86. Шотиди, К.Х. Управление температурным режимом флюида в скважинах с парафинистыми нефтями / К.Х. Шотиди, С.В. Красеньков // Магистральные и промысловые трубопроводы: проектирование, строительство, эксплуатация, ремонт: Научно-технический сборник. Том 2. - Москва: Издательский центр РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2020. - С. 14-17.

87. Турбаков, М.С. Определение температуры насыщения нефти парафином для месторождений Верхнего Прикамья / М.С. Турбаков, А.В. Лекомцев, А.А. Ерофеев // Нефтяное хоз-во. - 2011г. - №8. - С. 123-125.

88. Чесноков, А.А. Влияние смол на процесс депарафинозации остаточных рафинатов / А.А. Чесноков, Л.Г. Жердева // ХТТ. - 1963. - №7.- С.23-30.

89. Фокеев, В.М. О влиянии смол на температуру начала кристаллизации парафина / В.М. Фокеев // НТС по добыче нефти: Тр.ВНИИ. Вып.2. -1959. -С.27- 31.

90. Рабинович, Е.З. Борьба с парафинизацией магистральных нефтепроводов / Е.З. Рабинович, П.Б. Кузнецов. - ТНТО. Сер. «Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов». - М.: ВНИИОЭНГ, - 1974. - 75 с.

91. Мазепа, Б.А. Роль асфальто-смолистых составляющих нефти в агрегативной активности парафинов / Б.А. Мазепа // Нефтепромысловое дело. Тр. ПермНИПИнефть. Вып.9. - 1973. - С.190-192.

92. Малицкий, Е.А. Аналитический метод определения температуры насыщения пластовых нефтей парафином / Е.А. Малицкий // Нефтяная и газовая промышленность. №5. - 1974. - С.32-35.

93. Коробов, Г.Ю. Повышение эффективности эксплуатации скважин электроцентробежными насосами с использованием ингибиторов

асфальтосмолопарафиновых отложений: дис. ... канд. техн. наук: 25.00.17 / Коробов Григорий Юрьевич. - Санкт-Петербург, -2016. - 20 с.

94. Овчинников, А.М. Общая гидрогеология: Учебник для гидрогеол. специальностей вузов. - 2-е изд., испр. и доп. / А.М. Овчинников. - Москва: Госгеолтехиздат, 1954. - 384 с

95. Хренков, Н.Н. Тепловые параметры трубопроводов, проложенных в вечномерзлом грунте / Н.Н. Хренков // Трубопроводный транспорт: теория и практика. - 2007. - №1(7). - С. 62-67.

96. Шульгин, А.М. Климат почвы и его регулирование / А.М. Шульгин. - Л.: Гидрометеорологическое издательство, 1967. - 302 с.

97. Сонин, Г.В. Теплофизические свойства почвогрунтов и температура нейтрального слоя территории СНГ / Г.В. Сонин // Георесурсы. - 2001. - №1(5) -С. 16-19.

98. Дьяконов, Д.И. Геотермия в нефтяной геологии / Д.И. Дьяконов. - М.: Государственное научно-техническое издательство нефтяной и горно-топливной литературы, 1959. - 277 с.

99. Алхасов, А.Б. Возобновляемая энергетика. 2-е изд., перераб. и доп. / А.Б. Алхасов. - М.: Физматлит, 2012. - 256 с.

100. Велли, Ю.Я. Справочник по строительству на вечномерзлых грунтах. / Ю.Я. Велли, В.И. Докучаева, Н.Ф. Федорова. - Л.: Стройиздат, Ленингр. отделение, 1977. - 552 с.

101. Череменский, Г.А. Прикладная геотермия / Г.А. Череменский. - Л.: «Недра», 1977. - 224 с.

102. Национальный атлас России: сайт. URL: https://nationalatlas.ru/tom2/240-242.html?ysclid=m5582fprit 668235703 (дата обращения: 06.01.2025).

103. Чекалюк, Э.Б. Термодинамика нефтяного пласта / Э.Б. Чекалюк. - М.: Недра, 1965. - 240 с.

104. Архангельская, Т.А. Температурный режим комплексного почвенного покрова / Т.А. Архангельская. - М.: ГЕОС, 2012. -282 с.

105. СП 131.13330.2020. Свод правил. Строительная климатология. СНиП 23-01-99* (утв. и введен в действие Приказом Минстроя России от 24.12.2020 N 859/пр) (ред. от 30.05.2022) // СПС Консультант Плюс.

106. Климат: сайт. URL: https://ru.weatherspark.com (дата обращения: 06.01.2025).

107. Вулис, Л.А. Термодинамика газовых потоков / Л.А. Вулис. - Москва.: Госэнергоиздат, 1950. - 304 с.

108. Абрамович, Г.Н. Прикладная газовая динамика. В 2 ч. Ч.1: Учебное руководство: Для втузов.5-е изд., перераб. и доп. / Г.Н. Абрамович. - Москва.: Наука. Гл.ред.Физ-мат.лит, 1991. - 600 с.

109. Ревель-Муроз, П.А. Моделирование теплового режима при создании контролируемого слоя АСПО на внутренней поверхности нефтепроводов / П.А. Ревель-Муроз, Н.Р. Гильмутдинов, М.Е. Дмитриев, Б.Н. Мастобаев // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. - 2016. - № 1. - С. 9-12.

110. Нгуен Ван Тханг. Повышение эффективности эксплуатации газлифтных скважин в условиях образования органических отложений (на примере месторождений Вьетнама): дис. ... канд. техн. наук: 2.8.4. / Нгуен Ван Тханг. -Санкт-Петербург, 2022. - 18 с

111. Илюшин, П.Ю. Влияние компонентного состава нефти на коэффициент теплопроводности формируемых органических отложений / П.Ю. Илюшин, К.А. Вяткин, А.В. Козлов // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. - 2022. - Т. 333, № 2. - С. 90-97.

112. Дунюшкин, И.И. Расчеты физико-химических свойств пластовой и промысловой нефти и воды / И.И. Дунюшкин, И.Т. Мищенко, Е.И. Елисеева. - М.: Нефть и газ, 2004. - 448 с.

113. Сваровская, Н.А. Физика пласта: Учебное пособие / Н.А. Сваровская -Томск: Изд-во ТПУ, 2003. - 155 с.

114. Галкин, В.И. Геология и геохимия нефти и газа: учеб.-метод. пособие / В.И. Галкин, О.Е. Кочнева. - Пермь: Изд-во Перм. нац. исслед. политехн. ун-та, 2012. - 173 с.

115. Измайлова, Г.Р. Физика нефтяного и газового пласта: учебное пособие / Г.Р. Измайлова. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2020. - 81 с.

116. Ткаченко, Л.А. Теория теплообмена: Учебное пособие / Л.А. Ткаченко, А.В. Репина. Под общей ред. проф. Н.Ф. Кашапова. - Казань: Изд-во Казан. ун-та, 2017. - 151 с.

117. Михеев, М.А. Основы теплопередачи / М.А. Михеев, И.М. Михеева. - 2-е изд., стер. - М.: Энергия, 1977. - 343 с.

118. Дульнев, Г.Н. Теория тепло- и массообмен / Г.Н. Дульнев. - СПб: НИУ ИТМО, 2012. - 195 с.

119. Гусев, В.И. Предотвращение отложения парафина и асфальтосмолистых веществ в добыче нефти на месторождениях с различными геологофизическими условиями / В.И. Гусев, В.А. Покровский и др. // ОИ. Сер. «Нефтепром. дело». -М.: ВНИИОЭНГ, 1978. - Вып.7 (136). - С. 58.

120. Требин, Г.Ф. Методическое руководство по выявлению залежей, нефти которых насыщены или близки к насыщению парафином/ Г.Ф. Требин, Ю.В. Капырин, А.В. Савинихина и др. - М.: ВНИИнефть, 1980. - 12 с.

121. Ашмян, К.Д. Комплексный параметр фазового состояния парафинистых нефтей в пластовых условиях/ К.Д. Ашмян, А.С. Емельянова, О.В. Ковалева // Технологии повышения нефтеотдачи пластов: Сб. науч тр. ВНИИ. - Вып. 133. -2005. - С.44 - 51.

122. Ерофеев, А.А. К расчету распределения температуры насыщения нефти парафином в добывающих скважинах Сибирского нефтяного месторождения / А.А. Ерофеев, М.С. Турбаков, В.А. Мордвинов // Вестник Пермского государственного технического университета. Геология, геоинформационные системы, горно-нефтяное дело. - 2010. - Т. 9, № 5. - С. 57-60.

123. Завод нефтегазовых труб: сайт. Екатеринбург. URL: http://zngt.su/production/truby-nkt/ (дата обращения: 10.01.2025).

124. Трубы обсадные // Neftegaz.ru. URL: https://neftegaz.ru/tech-library/truby-i-sdt/141390-truby-obsadnye/ (дата обращения: 10.01.2025).

125. Теплопроводность полиэтилена // Лента пак. URL: https://lentapack.ru/teploprovodnostpolietilena.html?utm_referrer=https%3A%2F%2Fy andex.ru%2F (дата обращения: 10.01.2025).

126. Седов, В.Т. Теплообмен при бурении мерзлых пород / В.Т. Седов. - Л.: Недра, 1990. - 127 с.

127. Шотиди, К.Х. Оценка температуры поддержания флюида для исключения образования парафиновых отложений на скважине с периодическим режимом работы / К.Х. Шотиди, С.В. Красеньков // Магистральные и промысловые трубопроводы: проектирование, строительство, эксплуатация, ремонт: Научно-технический сборник. - М.: Издательский центр РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2021. - С. 59-64.

128. ГОСТ 31996 - 2012. Кабели силовые с пластмассовой изоляцией на номинальное напряжение 0,66; 1 и 3 кВ. Общие технические условия : национальный стандарт Российской Федерации : дата введения 2014-01-01 / подготовлен Федеральным государственным унитарным предприятием «Всероссийский научно-исследовательский институт стандартизации и сертификации в машиностроении» (ФГУП ВНИИНМАШ). - Изд. официальное. -М.: Стандартинформ, 2013. - 35 с.

129. Шотиди, К.Х. Система электрообогрева скважин с переменной мощностью тепловыделения / К.Х. Шотиди, С.В. Красеньков // Сборник докладов IV Региональной научно-технической конференции «Губкинский университет в решении вопросов нефтегазовой отрасли России», посвященной 90-летию Губкинского университета и факультета экономики и управления, Москва, 22-23 октября 2020 года / РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина. - Москва: Издательский центр РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, 2020. - С. 93.

130. Молчанов, Б.И. Свойства углепластиков и области их применения / Б.И. Молчанов, М.М. Гудимов // Авиационная промышленность. - 1997. - №3-4. -С.58-60.

131. Металлургия алюминия / Ю.В. Борисоглебский, Г.В. Галевский, Н.М. Кулагин [и др.]. - Новосибирск: Наука. Сибирская издательская фирма РАН, 1999. - 438 с.

132. АРМЛЕН ПП-6ЭК (натуральный) // Полипластик. URL: https://sibsutis.ru/lib/staff/makeref-gost/?ysclid=lerev94x63739951474. (дата обращения: 02.03.2023).

133. ГОСТ 23286-78. Кабели, провода и шнуры. Нормы толщин изоляции, оболочек и испытаний напряжением : государственный стандарт союза ССР : дата введения 1978-10-06 / разработан Министерством электротехнической промышленности и приборостроения СССР. Изд. официальное. - М.: ИПК Издательство стандартов, 2008. - 6 с.

134. ГОСТ 7006-72. Покровы защитные кабелей. Конструкция и типы, технические требования и методы испытаний : государственный стандарт союза ССР : дата введения 1972-10-25 / разработан Министерством электротехнической промышленности и приборостроения СССР. Изд. официальное. - М.: ИПК Издательство стандартов, 2004. - 14 с.

135. ГОСТ 7372-79. Проволока стальная канатная. Технические условия : государственный стандарт союза ССР : дата введения 1979.06.11 / разработан Министерством металлургии СССР. Изд. официальное. - М.: ИПК Издательство стандартов, 2003. - 15 с.

136. ГОСТ 31944-2012. Межгосударственный стандарт. Кабели грузонесущие геофизические бронированные. Общие технические условия : национальный стандарт Российской Фередации : дата введения 2014-01-01 / подготовлен Федеральным государственным унитарным предприятием «Всероссийский научно-исследовательский институт стандартизации и сертификации в машиностроении» (ФГУП ВНИИНМАШ). - Изд. официальное. -М.: Стандартинформ, 2014. - 15 с.

137. ГОСТ 4986-79. Лента холоднокатаная из коррозионно-стойкой и жаростойкой стали. Технические условия : государственный стандарт союза ССР :

дата введения 1979-04-16 / разработан Министерством черной металлургии СССР. Изд. официальное. - М.: ИПК Издательство стандартов, 2002. - 11 с.

138. ГОСТ 5632-2014. Легированные нержавеющие стали и сплавы коррозионно-стойкие, жаростойкие и жаропрочные. Марки : национальный стандарт Российской Федерации : дата введения 2015-01-01 / разработан Техническим комитетом по стандартизации ТК 375 «Металлопродукция из черных металлов и сплавов» на базе Федерального государственного унитарного предприятия «Центральный Научно-исследовательский институт черной металлургии им. И.П. Бардина (ФГУП «ЦНИИчермет им. И.П Бардина»). - Изд. официальное. - М.: Стандартинформ, 2015. - 33 с.

139. Красеньков, С.В. Скважинный нагревательный кабель с переменной мощностью тепловыделения / С.В. Красеньков // Нефть и газ - 2022, Москва, 25-29 апреля 2022 года. - Москва: Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина, 2022. - С. 184-185.

140. Рахштадт, А.Г. Пружинные стали и сплавы / А.Г. Рахштадт. - 2-е изд., доп. и перераб. - М.: Металлургия, 1971. - 496 с.

141. Феодосьев, В.И. Сопротивление материалов / В.И. Феодосьев. - 17-е изд., испр. - М.: Изд-во МГТУ им. Н. Э. Баумана, 2018. - 542 с.

142. СП50.13330.2012. Свод правил. Тепловая защита зданий. утвержден приказом Министерства регионального развития Российской Федерации (Минрегион России) от 30 июня 2012 г. N 265 и введен в действие с 1 июля 2013 г. // СПС Консультант Плюс.

143. Кабельный ввод КВ2 // АО Технология. URL: https://www.prod-oil.ru/katalog/germetiziruyushchie-ustroystva/kabelnyy-vvod-kv2/ (дата обращения 15.03.2025).

144. Кабельный ввод КВ2 // ЭКОЛайт. URL: https://ecolite-st.ru/product/kabelnyj-vvod-kv/?ysclid=m88t3jb1jb774505835.

145. Загорученко, В.А. Теплофизические свойства газообразного и жидкого метана / В.А. Загорученко, А.М. Журавлев. - Москва: Изд-во стандартов, 1969. -236 с.

146. Теплообмен в камерах сгорания энергетических установок: учеб. пособие / Ю.А. Булыгин, А.А. Гуртовой, А.В. Кретинин, М.И. Кирпичев. -Воронеж: Воронеж. гос. техн. ун-т, 2014. - 149 с.

147. Ивановский, В.Н. Энергетика добычи нефти: основные направления оптимизации энергопотребления / В.Н. Ивановский // Инженерная практика. -2011. - № 6. - С. 9-18.

148. РБК: Суммарные доходы майнеров на российских нефтяных месторождениях могли бы составить до $1,4 млрд в год // ВЫГОН консалтинг. URL: https://vygon.consultmg/press/tpost/o7ccdgri51-rbk-summarnie-dohodi-mainerov-na-rossiis (дата обращения 19.11.2024).

149. Urals oil // Investing port. URL: https://porti.ru/commodity/ticker/uralsoil?ysclid=m60qegtlcu42134305 (дата обращения 17.01.2024).

СПИСОК ИЛЛЮСТАТИВНОГО МАТЕРИАЛА

1. Рисунок 1.1 - Структура методов и способов (обозначены цифрами) борьбы с АСПО.............................................................................................................17

2. Рисунок 1.2 - Пример расчета тепловых потерь в добывающей нефтяной скважине при различных дебитах...............................................................................23

3. Рисунок 1.3 - Состав системы электропрогрева.........................................28

4. Рисунок 1.4 - Конструкция круглого нагревательного кабеля марок КГТн, АКГТн производства ООО «НПК «АСН»..................................................................29

5. Рисунок 1.5 - Конструкция плоского нагревательного кабеля марок КПпБПН, АКПпБПН производства ООО «НПК «АСН»..........................................29

6. Рисунок 1.6 - Схема полезной модели нагревательного кабеля переменной мощности ........................................................................................................................ 34

7. Рисунок 1.7 - Область применения саморегулирующихся кабелей в зависимости от температуры объекта нагрева и длины кабельной линии.............34

8. Рисунок 1.8 - Область применения систем кабельного электропрогрева 38

9. Рисунок 2.1 - Геотерма породы около скважины с ВМГ и без него.........44

10. Рисунок 2.2 - Амплитуды колебаний температуры породы на глубине 48

11. Рисунок 2.3 - Термограммы на примере добывающей скважины при различных дебитах........................................................................................................58

12. Рисунок 2.4 - Зона насыщения нефти парафинами на примере добывающей скважины................................................................................................60

13. Рисунок 2.5 - Зависимости температуры насыщения нефти парафинами в поверхностных условиях..............................................................................................62

14. Рисунок 2.6 - Графики распределения температур на примере добывающей скважины................................................................................................66

15. Рисунок 2.7 - Графики распределения температур с компенсацией тепловых потерь (распределенный нагрев) на примере добывающей скважины .66

16. Рисунок 2.8 - Графики распределения температур потока с нагревом в одну зону тепловыделения на примере добывающей скважины.............................68

17. Рисунок 2.9 - Расчетная схема....................................................................72

18. Рисунок 2.10 - Пример термограмм добывающей скважины с АПВ.....76

19. Рисунок 3.1 - Секторные жилы...................................................................85

20. Рисунок 3.2 - Сечения нагревательного кабеля........................................92

21. Рисунок 3.3 - Схема установки концевой муфты на нагревательный кабель..............................................................................................................................94

22. Рисунок 3.4 - Схема прочностного расчета...............................................96

23. Рисунке 3.5 - Кабельный ввод.....................................................................98

24. Рисунок 3.6 - Распределение температурного поля в осесимметричной постановке задачи.........................................................................................................99

25. Рисунке 3.7 - Распределение температурного поля в плоской постановке задачи............................................................................................................................100

26. Рисунок 3.8 - Электрическая схема нагревательного кабеля................103

27. Рисунок 3.9 - Термограмма с нагревом (4 зоны тепловыделения).......107

28. Рисунок 3.10 - Термограмма с нагревом (4 зоны тепловыделения) повышенной мощности..............................................................................................108

29. Рисунок 3.11 - Термограмма с нагревом (4 зоны тепловыделения) повышенной мощности (коррекция длин зон)........................................................109

30. Рисунок 3.12 - График температуры жилы..............................................110

31. Рисунок 3.13 - Графики термограммы и распределения температуры жилы ............................................................................................................................. 111

32. Рисунок 3.14 - Графики температуры при трехзонном нагреве............114

33. Рисунок 3.15 - Графики температуры при трехзонном нагреве (коррекция длин зон с учетом температурного коэффициента электрического сопротивления)...........................................................................................................114

34. Рисунок 3.16 - Графики температуры при трехзонном нагреве для дебитов = 26 м3/сут и = 34 м3/сут...................................................................115

35. Рисунок 3.17 - Графики распределения температуры для скважины с постоянным отбором..................................................................................................117

36. Рисунок 3.18 - Графики распределения температуры для скважины с

постоянным отбором (увеличенный масштаб)........................................................118

37. Рисунок 4.1 - Датчик температуры на выкидной линии........................124

38. Рисунок 4.2 - Комплект поставки оборудования....................................127

39. Рисунок 4.3 - Регистрируемые параметры во времени..........................132

40. Рисунок 4.4 - Этапы проведения натурных испытаний №1-3..............133

41. Рисунок 4.5 - Скважина №3809 Месторождение Западное Хоседаю ... 137

42. Рисунок 4.6 - Скважина №3203 Месторождение Западное Хоседаю ... 138

43. Рисунок 4.7 - Скважина №31104 Месторождение Западное Хоседаю . 138

СПИСОК ТАБЛИЦ

1. Таблица 2.1 - Типы породы в соответствии с выбранным регионом.......47

2. Таблица 2.2 - Амплитуды колебаний температуры воздуха за год..........48

3. Таблица 2.3 - Глубина нейтрального слоя породы.....................................49

4. Таблица 2.4 - Геотермический градиент в области влияния сезонных колебаний температур .................................................................................................. 49

5. Таблица 2.5 - Параметры добывающей скважины.....................................53

6. Таблица 2.6 - Значения температуры насыщения нефти парафинами в поверхностных условиях..............................................................................................62

7. Таблица 2.7 - Тепловые потери в соответствии с рисунком 2.7................67

8. Таблица 2.8 - Мощность обогрева................................................................72

9. Таблица 3.1 - Характеристики композиционного материала Армлен ПП-4ЭК, ПП-6ЭК.................................................................................................................89

10. Таблица 3.2 - Конструктивные параметры нагревательного кабеля......92

11. Таблица 3.3 - Физические и механические свойства материалов элементов нагревательного кабеля .............................................................................. 94

12. Таблица 3.4 - Массовые характеристики нагревательного кабеля........96

13. Таблица 3.5 - Массовые характеристики нагревательного кабеля при типовых длинах ............................................................................................................. 97

14. Таблица 3.6 - Теплофизические свойства элементов нагревательного кабеля............................................................................................................................101

15. Таблица 3.7 - Расчетные тепловые сопротивления зон тепловыделения нагревательного кабеля (на 1 метр длины)..............................................................101

16. Таблица 3.8 - Распределение линейной мощности тепловыделения нагревательного кабеля..............................................................................................102

17. Таблица 3.9 - Минимальная мощность тепловыделения (четыре зоны), дебит Qж = 26 м3/сут....................................................................................................106

18. Таблица 3.10 - Мощность тепловыделения (четыре зоны), дебит 26 м3/сут.............................................................................................................107

19. Таблица 3.11 - Мощность тепловыделения (коррекция длин зон - 4 шт.), дебит 26 м3/сут.............................................................................................................109

20. Таблица 3.12 - Мощность тепловыделения (четыре зоны), дебит 50 м3/сут.............................................................................................................112

21. Таблица 3.13 - Мощность тепловыделения (трехзонный нагревательный кабель), дебит 26 м3/сут..............................................................................................112

22. Таблица 3.14 - Мощность тепловыделения трехзонного нагревательного кабеля (коррекция длин зон с учетом температурного коэффициента электрического сопротивления), дебит 26 м3/сут....................................................114

23. Таблица 3.15 - Параметры кабельного скважинного агрегата электропрогрева...........................................................................................................115

24. Таблица 3.16 - Расчетные параметры кабельных скважинных агрегатов электропрогрева (дебит 26 м3/сут).............................................................................118

25. Таблица 3.17 - Процент расчетных операционных затрат на электропрогрев от прибыли в год .............................................................................. 121

26. Таблица 4.1 - Сравнение расчетных и фактических параметров кабельных скважинных агрегатов электропрогрева..................................................................136

27. Таблица 4.2 - Параметры кабельных скважинных агрегатов электропрогрева...........................................................................................................139

28. Таблица 4.3 - Энергетические параметры при работе опытных образцов кабельных агрегатов электропрогрева (приложение Е)..........................................141

29. Таблица 4.4 - Выполнение критериев эффективной добычи высокопарафинистой нефти.......................................................................................142

30. Таблица 4.5 - Фактические энергетические параметры при работе опытных образцов кабельных агрегатов электропрогрева с двумя зонами тепловыделения и расчетные энергетические параметры кабельных агрегатов электропрогрева с одной зоной тепловыделения....................................................143

ПРИЛОЖЕНИЕ А - Пример технологической анкеты скважины

(справочное)

Параметр Значение

Месторождение

Номер скважины

Способ эксплуатации

Время отбора/ время накопления флюида *, час

Глубина забоя (по вертикали), м

Длина эксплуатационной колонны, м

Диаметр эксплуатационной колонны, мм

Длина колонны НКТ, м

Диаметр колонны НКТ, мм

Инклинометрия скважины (при наличии)

Статический уровень флюида в скважине, м

Температура нефтяного пласта, оС

Глубина вечномерзлых грунтов, м

Средняя температура наиболее холодного месяца, оС

Максимальная температура наиболее теплого месяца, оС

Плотность нефтяного флюида в условиях пласта, кг/м3

Вязкость нефтяного флюида в условиях пласта (динамическая),

мПа-с

Давление насыщения в условиях пласта, МПа

Газосодержание, м3/м3

Пластовое давление, МПа

Номинальный дебит по жидкости, м3/сут

Дебит по нефти, м3/сут

Газовый фактор, м3/м3

Состав газа

Содержание воды, массовая доля, %

Динамический уровень, м

Давление в устье, МПа

Температура жидкости на выходе из скважины, оС

Минимальный дебит по жидкости, м3 /сут

Глубина спуска скребка при механической очистке, м

Максимальная глубина отложения АСПО (по данным КРС), м

Плотность дегазированной нефти в станд. условиях, кг/м3

Вязкость дегазированной нефти (динамическая), мПа-с

Содержание парафина, массовая доля, %

Содержание асфальтенов, массовая доля, %

Содержание смол силикагелевых, массовая доля, %

Температура застывания нефти, оС

Температура насыщения нефти парафином в поверхностных

условиях, оС

Температура плавления парафинов, оС

Плотность сопутствующего газа, кг/м3

Плотность сопутствующей воды, кг/м3

Допустимое газосодержание при откачке нефтегазовой смеси по объему, %

Марка и модель УЭЦН

Фактическое напряжение питания ПЭД, В

Частота питающего напряжения, Гц

Фактический ток потребления при номинальном дебите, А

Марка и модель газосепаратора\диспергатора (при наличии)

Межремонтный период скважины, дней

Методы очистки НКТ

Временной интервал между очистками НКТ от АСПО

Краткое описание проблемы (в свободной форме):

Дополнительная информация:

* Для скважин, работающих с автоматическим периодическим включением (режиме АПВ)

ПРИЛОЖЕНИЕ Б - Технологические анкеты скважин №3203, №3809, №31104 месторождения Западное Хоседаю

(справочное)

1 Общие сведения

1.1. Месторождение Западное Хоседаю

1.2. Номер скважины 3203

1.3. Способ эксплуатации ЯТ-450 (60 - 2360)

1.4. Глубина забоя (по вертикали) м 3490 (3075)

1.5. Длина эксплуатационной колонны м 3550

1.6. Диаметр эксплуатационной колонны (наружный) мм 168,3х10,6

1.7. Длина колонны НКТ м 2422,5

1.8. Диаметр колонны НКТ (наружный) мм 73х5,5

1.9. Статический уровень флюида в скважине м 46

2 Распределение температур по глубине

2.1. Температура нефтяного пласта 0С 65

2.2. Глубина вечномерзлых грунтов м 0 - 350

2.3. Средняя температура наиболее холодного месяца 0С - 40

2.4. Максимальная температура наиболее теплого месяца 0С 30

3 Характеристика пластовой жидкости

3.1. Плотность нефтяного нефти в условиях пласта кг/м3 866

3.2. Вязкость нефтяного нефти в условиях пласта мПас 13.5

3.3. Давление насыщения в условиях пласта МПа 11

3.4. Температурный коэффициент давления насыщения

3.5. Газосодержание м3/м3 48,15

4 Режим эксплуатации скважины

4.1. Дебит по жидкости (с чистой НКТ) м3/сут 44

4.2. Дебит по нефти (с чистой НКТ) т/сут 40,91

4.3. Газовый фактор м3/ м3 -

4.4. Содержание воды, массовая доля % 0,2

4.5. Динамический уровень м 440

4.6. Давление на устье МПа 2,5

4.7. Температура жидкости на выходе из скважины 0С 10,5

4.8. Минимальный дебит по жидкости м3 /сут 19

4.9 Глубина спуска скребка при механической очистке м 1200

4.10. Максимальная глубина отложения АСПО (по данным КРС) м 0 - 900

5 Характеристика сепарированной нефти, воды и газа

5.1. Плотность дегазированной нефти (ст. условия) кг/м3 919

5.2. Вязкость дегазированной нефти (ст. условия) мм2/с 1172

5.3. Содержание парафина, массовая доля % 6

5.4. Содержание асфальтенов, массовая доля % 11,1

5.5. Содержание смол силикагелевых, массовая доля % 17,22

5.6. Температура застывания нефти 0С +8

5.7. Температура насыщения нефти парафином в поверхностных условиях 0С 29

5.8. Температура плавления парафинов 0С

5.9. Плотность сопутствующего газа кг/м3 0,85

5.10. Плотность сопутствующей воды кг/м3 1130

6. Характеристика насосного оборудования

6.1. Допустимое газосодержание при откачке нефтегазовой смеси по объему %

6.2. Марка УЭЦН ЯТ-450 (60-230)

6.3. Напряжение питания ПЭД В 2229

6.4. Частота питающего напряжения Гц 50

6.5. Ток потребления при номинальном дебите А 24

7. Данные по скважинной площадке

7.1. Тип и размер устьевого фланца для установки лубрикатора 65-210

7.2. Границы взрывоопасной зоны при спускоподъемных операциях и в режиме штатной работы системы обогрева

7.3. Электропитание доступное для системы обогрева скважины (напряжение и мощность)

8. Данные для оценки эффективности электропрогрева

8.1. Межремонтный период скважины раз в год

8.2. Методы очистки НКТ Бригада канатных работ, УДС, промывка тех. водой.

8.3. Временной интервал между очистками НКТ от АСПО сутки 4 СПО в сут.

1 Общие сведения

1.1. Месторождение Западное Хоседаю

1.2. Номер скважины 3809

1.3. Способ эксплуатации ЯТ-925 (118 - 2290)

1.4. Глубина забоя (по вертикали) м 3271 (3094)

1.5. Длина эксплуатационной колонны м 3239

1.6. Диаметр эксплуатационной колонны (наружный) мм 168,3х10,6

1.7. Длина колонны НКТ м 2426

1.8. Диаметр колонны НКТ (наружный) мм 73х5,5

1.9. Статический уровень флюида в скважине м 35

2 Распределение температур по глубине

2.1. Температура нефтяного пласта 0С 65

2.2. Глубина вечномерзлых грунтов м 0 - 350

2.3. Средняя температура наиболее холодного месяца 0С - 40

2.4. Максимальная температура наиболее теплого месяца 0С 30

3 Характеристика пластовой жидкости

3.1. Плотность нефтяного нефти в условиях пласта кг/м3 873

3.2. Вязкость нефтяного нефти в условиях пласта мПас 11,6

3.3. Давление насыщения в условиях пласта МПа 11,9

3.4. Температурный коэффициент давления насыщения

3.5. Газосодержание м3/ м3 55,45

4 Режим эксплуатации скважины

4.1. Дебит по жидкости (с чистой НКТ) м3 /сут 92

4.2. Дебит по нефти (с чистой НКТ) т/ сут 47,18

4.3. Газовый фактор м3/ м3 -

4.4. Содержание воды, массовая доля % 46

4.5. Динамический уровень м 1211

4.6. Давление на устье МПа 2,2

4.7. Температура жидкости на выходе из скважины 0С 25

4.8. Минимальный дебит по жидкости м3 /сут 85

4.9 Глубина спуска скребка при механической очистке м 1200

4.10. Максимальная глубина отложения АСПО (по данным КРС) м 0 - 350

5 Характеристика сепарированной нефти, воды и газа

5.1. Плотность дегазированной нефти (ст.условия) кг/м3 933

5.2. Вязкость дегазированной нефти (ст.условия) мм2/с 1053

5.3. Содержание парафина, массовая доля % 9

5.4. Содержание асфальтенов, массовая доля % 10,18

5.5. Содержание смол силикагелевых, массовая доля % 15,3

5.6. Температура застывания нефти 0С + 10

5.7. Температура насыщения нефти парафином в поверхностных условиях 0С 35

5.8. Температура плавления парафинов 0С

5.9. Плотность сопутствующего газа кг/м3 0,85

5.10. Плотность сопутствующей воды кг/м3 1130

6. Характеристика насосного оборудования

6.1. Допустимое газосодержание при откачке нефтегазовой смеси по объему %

6.2. Марка УЭЦН ЯТ-925 (120-2293)

6.3. Напряжение питания ПЭД В 2060

6.4. Частота питающего напряжения Гц 50

6.5. Ток потребления при номинальном дебите А 45

7. Данные по скважинной площадке