Введение
Глава 1. Геолого-физические характеристики и особенности разработки месторождений Казахстана: Тенгиз, Карачаганак, Узень и Жетыбай. 16
1.1 Геолого-физическая характеристика и особенности разработки месторождения Тенгиз. 16
1.1.1. Геолого-физическая характеристика месторождения . 16
1.1.2. Свойства и состав нефти и газа. 21
1.1.3. Особенности разработки месторождения. 21
1.2. Геолого-физическая характеристика и особенности разработки месторождения Карачаганак. 23
1.2.1. Геофизикохимическое моделирование формирования КНГКМ и прогноз нефтегазоносности Карачаганакского поднятия. 23
1.2.2. Состав пластовой смеси. 26
1.2.3. Особенности разработки месторождения. 28
1.3. Геолого-физическая характеристика и особенности разработки месторождения Узень. 28
1.3.1. Особенности геологического строения. 28
1.3.2. Физико-химические свойства пластового флюида. 31
1.3.3. Способы разработки месторождения. 33
1.4. Геолого-физическая характеристика и особенности разработки месторождения Жетыбай. 39
1.4.1. Структурные особенности нефтегазовых и нефтяных залежей. 39
1.4.2. Физико-химические свойства пластового флюида. 41
1.4.3. Особенности разработки месторождения. 45
1.5 Факторы, осложняющие процесс разработки месторождений. 51
Глава 2 . Исследование коррозионного состояния нефтепромыслового оборудования месторождений Казахстана и разработка комплексных методов коррозионной защиты . 53
2.1. Механизм образования коррозии . 53
2.2. Методы исследований коррозионного состояния нефтепромыслового оборудования. 67
2.3. Анализ коррозионного состояния нефтепромыслового оборудования месторождения Тенгиз и разработка новых ингибиторов коррозии. 84
2.3.1. Оценка агрессивности нефтепромысловых и рабочих сред. 84
2.3.2. Анализ коррозионного состояния оборудования. 85
2.3.3. Разработка новых ингибиторов коррозии для нефтегазовых сред с высоким содержанием сероводорода и двуокиси углерода. 86
2.3.3.1. Синтезирование ингибиторов на основе амидоаминов, имидазолинов и амина. 86
2.3.3.2. Синтезирование ингибиторов на основе амидоаминов и аминосолей методом изомолярных соотношений. 90
2.3.4. Лабораторные испытания ингибиторов коррозии. 92
2.3.5. Промысловые испытания ингибиторов Нефтехим-1, Нефтехим-2, Север-1, Каспий-2,, ИФХАНГАЗ-1. 110
2.4. Анализ коррозионного состояния нефтепромыслового оборудования месторождения Карачаганак и методы коррозионной защиты. 116
2.4.1. Защита подземного оборудования скважин. 119
2.4.2. Контроль процессов коррозии оборудования и трубопроводов УКГП-3. 120
2.4.3. Система ингибиторной коррозионной защиты оборудования. 121
2.5. Анализ коррозионного состояния нефтепромыслового оборудования месторождений Узень и Жетыбай и разработка комплексных методов защиты. 124
2.5.1. Технологические процессы, обусловливающие характер и интенсивность коррозионных разрушений. 125
2.5.2. Оценка агрессивности нефтепромысловых сред. 125
2.5.3. Анализ коррозионного состояния оборудования систем добычи, сбора и транспорта продукции. 136
2.5.4. Защитные мероприятия, осуществляемые на данной стадии разработки. 142
2.5.5. Разработка мероприятий по комплексной защите нефтепромыслового оборудования. 145
Основные результаты исследований. 152
Глава 3 . Механизм и исследование процесса возникновения и предотвращения отложений парафина в нефтепромысловом оборудовании месторождений Узень и Жетыбай . 155
Введение 155
3.1. Физико-химические свойства нефтей месторождений, особенности проявления осложняющих факторов . 156
3.2. Механизм выделения парафина в твердую фазу. Влияние параметров процесса парафиноотложения. 163
3.3. Классификация объектов парафиноотложения. 177
3.4. Способы борьбы с парафиноотложениями. 180
3.4.1. Тепловые методы. 180
3.4.2. Растворители. 183
3.4.3. Механические способы. 184
3.4.4. Защитные покрытия труб. 184
3.4.4.1. Состав эмалей, используемых для защиты труб на месторождениях Мангышлака. 185
3.4.4.2. Промысловые исследования и результаты промышленного внедрения эмалированных труб на месторождении Узень. 185
3.4.5. Исследование влияния физических полей на процесс парафиноотложения. 190
3.4.5.1. Оборудование, методика и результаты проведения лабораторных исследований. 190
3.4.5.2. Применение физических полей в процессе подготовки нефти. 194
3.4.5.3. Разработка технических средств и проведение опытно-промышленных исследований. 198
3.4.5.4. Магнитное поле. 204
3.4.6. Электроподогрев. 205
3.4.7. Ингибирование. 208
3.4.7.1 Анализ результатов испытаний и промышленного внедрения ингибитора парафиноотложения ХТ-48. 209
3.4.7.2 Лабораторные исследования ингибиторов парафиноотложения типа МЛ, СНПХ и Диссолвана 4411. 212
3.4.7.3 Лабораторные исследования многофункциональной композиции ВРК-21 212
3.4.8.. Защита нефтепромыслового оборудования от парафиноотложения. 221
3.5. Разработка технических средств и технологий для повышения эффективности ингибиторной защиты. 222
3.5.1. Метод внутритрубной деэмульсации. 222
3.5.1.1. Технология применения ингибиторов парафиноотложения. 222
3.5.1.2. Результаты применения метода внутритрубной деэмульсации. 223
3.5.1.3. Результаты опытно-экспериментальных работ по предотвращению отложений парафина методом внутритрубной деэмульсации с применением щелевого дозатора. 223
3.5.2. Разработка, стендовые и промысловые испытания глубинного дозатора. 224 Выводы. 230
Глава 4. Механизм и исследование процесса возникновения и предотвращения отложения солей в нефтепромысловом оборудовании. 231
4.1. Исследование механизма отложений неорганических солей . 232
4.2. Прогнозирование отложений неорганических солей в нефтепромысловом оборудовании. 235
4.2.1. Геолого-физическая и геохимическая характеристика месторождений Узень и Жетыбай. 235
4.2.2. Гидрохимические исследования. Методика определения химического состава вод и солеотложений. 236
4.2.3. Прогнозирование отложений сульфатов. 240
4.2.4. Прогнозирование отложений карбоната кальция. 242
4.3. Исследование состава отложений с различных объектов нефтедобычи. 246
4.4. Характеристика объектов, работающих в условиях, осложненных отложениями неорганических солей. 248
4.4.1. Система добычи нефти. 249
4.4.2. Система внутрипромыслового сбора нефти. 250
4.4.3. Система подготовки нефти и утилизации сточных вод. 251
4.5. Удаление солеотложений. 252
4.5.1. Удаление солеотложений из наземного оборудования. 253
4.5.2 Разработка и внедрение технологии удаления неорганических солей из нефтяных скважин Мангышлака. 254
4.5.2.1. Лабораторные исследования. 254
4.5.2.2. Промысловые испытания технологии по удалению отложений неорганических солей. 256
4.6. Предотвращение солеотложений. 258
4.6.1. Общие положения предотвращения солеотложений. 258
4.6.2. Лабораторные исследования эффективности ингибиторов солеотложения применительно к условиям месторождений Узень и Жетыбай. 264
4.6.2.1 Ингибиторы фирм «Петролайт», "Esso", "Servo", отечественные ИСБ-1,2,8. 264
4.6.2.2 Отечественные ингибиторы: ИРЕА (БашНИПИнефть)- типа ИСБ-20, 23, 24, 25, 26, 27, 28, 29, 30, 31, 35, 50, 51, 215, 216, 217, 226,ИКК-9, УЛТИ,- типа 319т, 320т, 321т, 322т,323т, ПАФ-2, 4, 5,ИОМС, ВНИИПАВ,- типа ИС-7,1020д, Корсолин, ДОТА, ФТОА. 270
4.6.2.3. Реагенты Cs-31 ("3ervo"), SP-203 ("Petrolite"), Корексит 7647("Esso"), Мультиметалик(Румыния), ИСБ-11, ИСБ-40 в качестве ингибиторов солеотложений сульфата бария. 275
4.6.2.4. Реагенты фирмы «Малако» (Швеция): SI 409F, SI 412F, S1 413, мХехст"(Германия): Ное Е2849, Ное Е2870, Ное Е2871, ВНИИ ИРЕА и ЧПО Химпром. в качестве ингибиторов солеотложений 280
4.6.2.5. Лабораторные исследования адсорбционно-десорбционных характеристик ингибиторов солеотложений. 284
4.6.3. Разработка ингибитора солеотложения в высокоминерализованных пластовых водах 288
4.6.4. Примеры опытно-промышленных испытаний ингибиторов солеотложения на месторождениях Мангышлака. 293
4.6.4.1. Опытно-промышленные испытания ингибитора CS-71. 293
4.6.4.2. Опытно-промышленные испытания ингибитора S1-413. 293
4.6.4.3. Опытно-промышленные испытания ингибитора ИСБ-1. 295
4.6.4.4. Опытно-промышленные испытания ингибитора СНПХ-5301. 296
4.6.4.5. Применение ингибитора Корексит - 7647 для защиты групповых установок месторождения Жетыбай. 297
4.6.5. Методика определения эффективности ингибиторов солеотложения. 298
4.6.6. Совершенствование способа ингибирования нефтедобывающих скважин путем закачки под давлением водного раствора ингибитора в пласт. 299
4.6.6.1 Лабораторные исследования. 300
4.6.6.2 Промысловые испытания способа обработки нефтедобывающих
скважин осаждением ингибиторов солеотложений в пласте. 303
Выводы. 305
Глава 5. Исследование факторов, влияющих на качество строительства скважин . 306
5.1. Формирование физических полей при строительстве скважин и их влияние на технологический процесс. 306
5.2. Электродный потенциал металлических колонн. 307
5.3. Изменение свойств бурового раствора при воздействии электрического поля. 308
5.4. Влияние электрических полей на цементирование скважин. 319 Основные выводы по результатам исследований. 346
Глава 6. Добыча, сбор и транспорт нефти и газа при проявлении коррозии, отложений парафина и солей. 348
6.1. Механизм влияния трех факторов (коррозия, отложения парафина и солей) на эффективность эксплуатации нефтепромыслового оборудования. 348
6.2. Специфика борьбы с коррозией, отложениями парафина, солей и коррозии при одновременном их проявлении. 352
6.2.1. Некоторые особенности формирования отложений в скважинах и коммуникациях. 352
6.2.2. Влияние многократных кислотных обработок на работу скважин. 354
6.2.3. Влияние кислотных обработок на цементный камень. 355
6.2.4. Влияние электрического поля на кислотостойкость цементного камня. 357
6.2.5. Влияние кислотных обработок на коррозию оборудования. 358
6.3. Научно-техническое обоснование промышленных методов предотвращения коррозии, отложений парафина и солей. 359
6.3.1. Разработка и область использования многофункциональных композиций поверхностно-активных веществ в нефтедобыче. 359
6.3.2 Обоснование использования физических полей. 372
6.3.2.1 Использование электромагнитных полей для борьбы с
солепарафиновыми отложениями и коррозией в скважинах. 372
6.3.2.2. Разработка виброакустического способа борьбы с солепарафиновыми отложениями в наземных коммуникациях. 376
6.3.2.3. Разработка установки и методики акустического воздействия на скважину. 380
6.3.2.4 Разработка техники и технологии для магнитной обработки скважинных флюидов. 382
6.3.2.5. Разработка ударно-волнового способа очистки нефтепромыслового оборудования от солепарафиновых отложений. 384
6.4. Разработка кислотноуглеводородных составов и многоцикловой технологии удаления солепарафиновых отложений в скважинах. 389
6.4.1. Влияние ПАВ на активность солянокислотных растворов. 389
6.4.2. Влияние солянокислотных растворов на карбонатные породы. 391
6.4.3. Влияние асфальто-смоло-парафиновых отложений на эффективность кислотных обработок. 393
6.4.4. Лабораторные испытания кислотноуглеводородных составов. 394
6.4.5. Промысловые испытания кислотноуглеводородных составов и многоцикловой технологии. 406
Выводы. 417
Заключение 419
Список использованных источников. 423
Принятые сокращения и обозначения. 437
