Осложнения в нефтедобыче

Р2 — периодическая дозировка через каждые две недели в те­ чение двух суток;

Рз — периодическая дозировка, совмещенная с магнитной об­ работкой перекачиваемой жидкости с помощью аппаратов УМЖ;

Р4— постоянная дозировка только в системе нефтесбора; р5— постоянная дозировка, совмещенная с магнитной обра­

боткой перекачиваемой жидкости.

За базу сравнения принят широко используемый ингибитор коррозии — Рекорд-608. На основании лабораторных исследова­ ний лучшие результаты достигнуты при использовании ингиби­ тора ХПК-002В совместно с магнитной обработкой жидкости (защитный эффект составил — 85,4 %). Стабильно высокие результаты получены для ингибитора Азимут-14 Б.

На основании табл. 9.18 построим матрицу вероятности бла­ гоприятных решений (табл. 9.19). Примем, что защитная эффек­ тивность ингибиторов коррозии равна вероятности благоприят­ ного решения. По строкам представлена вероятность благоприят­ ного решения (защитный эффект) ингибиторов коррозии ос,у, а в столбцах — технологические варианты использования инги­ биторов Р(j.

На первом этапе выберем предпочтительную стратегию ис­ пользования ингибиторов. Вероятность закупки того или иного ингибитора примем обратно пропорциональной их стоимости, т. е. наиболее вероятно приобретение более дешевого химреагента:

Ры = МО; Лй = 0,18; Ра3 = 0,21; Ра4 =0,21.

Рассчитаем математическое ожидание благоприятного реше­ ния для каждого ингибитора:

Wpi —0,4 x 0,1 + 0,18 x 0,62 + 0,21 x 0,66 + 0,21 x 0,71 —0,46; mp2 = 0,4 x 0,1 + 0,18 x 0,68 + 0,21 x 0,66 + 0,21 x 0,71 = 0,46; wp3 = 0,4 x 0,67 + 0,18 x 0,85 + 0,21 x 0,72 + 0,21 x 0,79 = 0,77; Wp4 = 0,4 x 0,1 + 0,18 x 0,62 + 0,21 x 0,66.+ 0,21 x 0,71 = 0,46; wp5 = 0,4 x 0,67 + 0,18 x 0,85 + 0,21 x 0,72 + 0,21 x 0,79 = 0,61.

Как видно из расчетов, при принятой вероятности закупки можно рекомендовать вариант периодической закачки ингибито­ ров с магнитной обработкой жидкости (тр3 = 0,77) и вариант по­ стоянной дозировки с магнитной обработкой (т^5 = 0,61).

Далее рассмотрим выбор ингибиторов коррозии, учитывая возможные технологические варианты их использования. При этом возможен пессимистический и оптимистический прогноз. По максимальному критерию Вальда (пессимистический прогноз) из всех вариантов ингибиторов оптимальным считается тот, у которого вероятность решения из всех минимальных значений максимальна. То есть из всех строк нужно выбрать минимальные вероятности благоприятного решения: 0,1; 0,62; 0,66; 0,71. Из них выбрать максимальный элемент. В нашем случае это величина 0,71, что соответствует строке а 4, т. е. предпочтение следует отдать ингибитору Азимут-14Б. По оптимистическому прогнозу более приемлем ингибитор ХПК-002 В.

В практической деятельности, как правило, стремятся отойти от крайнего оптимизма и пессимизма, поэтому в этом случае используется критерий Гурвица. Для его использования необхо­ димо сначала выбрать величину 1 < с < 0, а затем найти строку, для которой достигается шах(с min а,у + (1 - c)max а,у.

Из выражения видно, что при с = 1— это критерий пессимиз­ ма Вальда, а при с = 0 он превращается в критерий "крайнего оп­ тимизма" При промежуточном значении величины с это крите­ рий оптимистичней крайнего пессимизма и пессимистичней край­ него оптимизма.

Для нашей задачи выбора ингибиторов примем с = 0,6. Опре­ делим значения Л, для каждой строки:

Аа1 = 0,6 х 0,1 + (1 - 0,6) х 0,67 = 0,33; ha2 = 0,6 х 0,62 + (1 - 0,6) х 0,65 = 0,71; Аа3 = 0,6 х 0,66 + (1 - 0,6) х 0,72 = 0,68; ha4 = 0,6 х 0,71 + (1 - 0,6) х 0,79 = 0,742.

Наибольшее значение h ( по критерию Гурвица имеет ингиби­ тор коррозии Азимут-14Б и ему следует отдать предпочтение.

Однако отметим, при принятии решения мы использовали весь объем информации, хотя в матрице вероятности благоприят­ ных решений (табл. 9.20) стратегия oq заведомо хуже всех осталь­ ных и первую строку следует исключить из рассмотрения. Оценку производить по матрице меньшего размера без учета ингибитора Рекорд-608.

Выберем в каждом столбце максимальное значение и обозна­ чим его Gj = max ay. Составим разность о7- ау = гу. Эта разность является риском при использовании стратегии а 7 в условиях Ру. Определим значения с: С\ = 0,71; с2 - 0,71; с3= 0,85; с4 = 0,71; с5= 0,85. Вычислим разность ау и составим матрицу рисков (табл. 9.21).

Предпочтение следует отдать тому ингибитору коррозии, при использовании которого величина риска окажется наименьшей в самой неблагоприятной ситуации, рассчитав min max гу (мини­ максный критерий Севиджа). Выберем из каждой строки макси­ мальное значение max r2j = 0,09; гу = 0,13; r4J= 0,06. Минимальное значение риска, при различных технологиях использования хим­ реагентов, присуще ингибитору коррозии Азимут-14Б.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

За последние два десятилетия в среднем российские запасы новых нефтяных и газовых месторождений уменьшились почти в 4 раза. Среди вновь открытых месторождений доля крупных составила всего около 10 %. В большинстве регионов ресурсы нефти и газа до глубины 2500-3000 м разведаны и давно эксплуа­ тируются. Для данных месторождений характерно ухудшение коллекторских свойств и качественного состава насыщающих их флюидов. Растет обводненность, снижаются дебиты скважин. В этих условиях для преодоления осложнений в нефтедобыче целесообразно внедрение новых технологий.

В данной публикации авторы уделили основное внимание аналитическим, лабораторным и промысловым исследованиям по борьбе с основными осложнениями в нефтедобыче (АСПО, солеотложения, образование эмульсий, коррозия и др.). Анализ и обобщение накопленного промыслового опыта ведущих отече­ ственных нефтяных компаний (ОАО "Татнефть", "Башнефть", ТПП "Когалымнефтегаз", "Урайнефтегаз" и др.) показывают серьезные достижения в этой области, полученные путем внедре­ ния на промыслах технических и технологических новинок, в том числе с применением аппаратов магнитной обработки различных сред. Намечены границы эффективного использования магнит­ ных технологий в нефтедобыче. Установлено многофакторное воздействие на эффективность процесса магнитной обработки водных и углеводородных систем, продукции нефтяных и газовых скважин. Сочетание достижений в данной области техники с раз­ вивающимися традиционными методами и технологиями борьбы с осложнениями в нефтедобыче должно способствовать решению основных проблем, освещенных в данной монографии.

ЛИТЕРАТУРА

1.Ант ипин Ю . В., Валеев М . Д ., Сыртланов А. Ш. Предотвращение

осложнений при добыче обводненной нефти.— Уфа: Башк. кн. издво, 1987.— 168 с.

2.П оздны ш ев Г Я. Стабилизация и разрушение эмульсий.— М.:

Недра, 1982.— 222 с.

3.Разработ ка нефтяных месторождений: В 4-х т. / Акад. естеств. наук,

НК "ЮКОС", "АО "Юганскнефтегаз", НПФ "Нефтегазсервис"; Под ред. Н. И. Хисамутдинова, Г. 3. Ибрагимова // Сбор и подготовка промысловой продукции.— М.: ВНИИОЭНГ, 1994.—Т. 3.— 149 с.

4.С м ирнов Ю . С , М елош енко Я. Т. Химическое деэмульгирование

нефти как основа ее промысловой подготовки // Нефтяное хозяй­ ство.— 1989.— № 8.— С. 46-50.

5.Персиянцев М . Я., Гришагин А. В., Андреев В. В., Рябин А. Я. О влия­

нии свойств нефтей на качество сбрасываемой воды при предвари­ тельном обезвоживании продукции скважин // Нефтяное хозяй­ ство.— 1999.— № 3.— С. 47-49.

6. Ребиндер П. А., Поспелова К. А. Вступительная статья к книге Клей­ тона "Эмульсии", ИЛ, 1950.

7.Каплан Л . С. Особенности эксплуатации обводнившихся скважин

погружными центробежными насосами.— М.: ВНИИОЭНГ, 1980.— 77 с.

8. М ам едов А. М ., А ббасов 3. Я., Нагиев А. И. и др. Особенности эмуль­

гирования водонефтяной смеси газом // Нефтепромысловое дело: РНТС.— М.: ВНИИОЭНГ, 1973.—№4.—С. 17-19.

9.М уравьев И. М ., И брагим ов Г 3. Влияние газовой фазы на образо­

вание водонефтяных эмульсий // Нефть и газ.— 1967.— № 11.—

С. 17-19.

10.Гловацкий Е. А. Влияние промежуточного слоя на эффективность

обезвоживания нефти в резервуарах // Тр. СибНИИНП.— Тюмень, 1980.— Вып. 17.— С. 104-107.

11. Гловацкий Е. А ., Черепные В. В. Экспериментальное исследование процесса разделения водонефтяных эмульсий в аппаратах отстойни­ ках // Тр. СибНИИНП.—Тюмень, 1981.— Вып. 22.—С. 70-76.

Р.И. Мансуров, И. Н. Еремин, Т. Г. Скрябина, Н. С. Маринин,

Ю.Д. Малясов, Н. М. Байков // Б. И.— 1981.— № 46.

20.А. с. 1143764 С С С Р . Устройство для регулирования процесса обезво­

Вып. 10.— С. 22-23.

51.М арданенко В. Я, М ож ейков С. Ф., Вовк А. Я. Строение и роль

промежуточного слоя при подготовке нефти / Обзорная информ. Сер. Нефтепромысловое дело.— М.: ВНИИОЭНГ, 1985.— Вып. 11.— С. 16-17.

52.С Т П -0 J47276-009-88. Подготовка нефти. Метод анализа промежу­

точного слоя в процессе обследования установки подготовки нефти.

53.Тронов В. Я, Гуф ранов Ф. Г., Хамидуллин Ф. Ф. и др. Обезвоживание

иобессоливание смеси нефтей угленосного и девонского горизонтов на Акташском узле подготовки нефти НГДУ "Елховнефть'7 Тр. ТатНИПИнефть: Сб.: Техника и технология бурения скважин

идобычи нефти на нефтяных месторождениях ТАССР.— Бугульма, 1983.— Вып. 53.— С. 58-63.

54.П ергуьиев Л . Я, Тронов В. Я, Волков Ю . А., Деникаев Р. Т Осадкона-

копление в отстойных аппаратах // Обзорная информ. Сер. Нефте­ промысловое дело.— М.: ВНИИОЭНГ, 1996.—Вып. 8-9.—С. 34-39.

55. К ут епов А. М ., Соколов Н. В. Стохастический расчет цилиндриче­ ских отстойников периодического действия // Теоретические основы химических технологий.— 1981.—Т. 15, № 3.—С. 405-409.

56. Щ укин Е. Д ., П ерцов А. В., Амелина Е. А. Коллоидная химия.— М:

Изд-во МГУ, 1982.— 348 с.

57. Б орисов С. И ., П ет ров А. А ., Верет енникова И. В . К вопросу об

устойчивости смесей сероводород- и железосодержащих нефтяных эмульсий // Тр. Гипровостокнефть.— Куйбышев, 1974.— Вып.22.—

С. 24-30.

58.А . с. 1236244 С С С Р . Способ подготовки сероводородсодержащей

нефти к трубопроводному транспорту // Б. И.— 1986.—№ 21.

59.Удовенко В. Г О подготовке ловушечной нефти / Обзорная информ.

Сер. Нефтепромысловое дело.— М.: ВНИИОЭНГ, 1975.—Вып. 6.—

С. 30-33.

60.П ат . 2098361 РФ. Способ переработки нефтеотходов // Б. И.—

1977.— №34.

61. А. с. 636192 С С С Р . Способ удаления шлама из жидкой контактной массы // Б. И.— 1978.—№ 45.

62. А. с. 1663019 С С С Р . Состав для разрушения эмульсии промежуточ­ ных слоев // Б. И.— 1991.—№ 26.

63. Зарипов Т. М ., Н ургалиев Ф. Н. К вопросу очистки нефти от суль­ фида // Нефтяное хозяйство.— 1985.—№ 4.—С. 33-34.

64. А. с. 726831 С С С Р . Способ разрушения промежуточного эмульсион­ ного слоя / В. Ф. Голубев, А. А. Гилязов, Н. Г. Хохлов // Б. И.—

реагенты для добычи нефти: Справочник рабочего.— М.: Недра, 1986.— 240 с.

69.М усабиров М . X. Технологии ОПЗ нефтяного пласта в процессе под­

земного ремонта скважин.— М.: ВНИРЮЭНГ, 2002.— 224 с.

70. Голонский П. П. Борьба с парафином при добыче нефти.— М.: Гостоптехиздат, 1960.— 88 с.

71. Люш ин С. В., Репин Н. Н. О влиянии скорости потока на интенсив­ ность отложения парафинов в трубах // Борьба с отложениями пара­ фина.— М.: Недра, 1965.— 340 с.

72.Тронов В. П. Механизм образования смоло-парафиновых отложе­

ний и борьба с ними.— М.: Недра, 1970.— 192 с.

73. Корш ак А. А ., Ш ам мазов А. М . Основы нефтегазового дела. Учебник для вузов.— Уфа: ООО "ДизайнПолиграфСервис", 2001.— 544 с.: ил.

74.И брагим ов Н. Г Обоснование технологических параметров промыв­

ки скважин растворителями с учетом особенностей формирования АСПО.— Уфа: Изд-во Фонда содействия развитию научных иссле­ дований, 1998.— 36 с.