Современные химические методы насосного дозирования в нефтедобыче

В. В. Шайдаков, К. В. Чернова, А. В. Пензин  
 
 
 
 
 
 
 
 
 
СОВРЕМЕННЫЕ ХИМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ  
НАСОСНОГО ДОЗИРОВАНИЯ  
В НЕФТЕДОБЫЧЕ  
Учебное пособие  
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Инфра-Инженерия 
Москва-Вологда 
2018 

ФЗ 
№436-ФЗ 
Издание не подлежит маркировке  
в соответствии с п. 1 ч. 4 ст. 11 
УДК 622.276 
ББК 361.79 
   Ш 17 
 
Рецензент: 
заведующий кафедрой машины и оборудования нефтяных  
и газовых промыслов Уфимского государственного нефтяного  
технического университета, д-р. техн. наук, проф. В.У. Ямалиев  
 
 
 
Шайдаков В. В., Чернова К. В., А. В. Пензин А. В. 
Ш 17    Современные химические методы насосного дозирования  
в нефтедобыче. Учебное пособие. / В. В. Шайдаков, К. В. Чернова,  
А. В. Пензин. Под общей ред. В.В. Шайдакова. - М.:  
Инфра-Инженерия, 2018. - 120 с. 
 
ISBN 978-5-9729-0218-7 
 
 
Рассмотрены проблемные вопросы осложнений при добыче нефти  
и газа. Предложены технические и технологические методы предотвращения 
отложений солей, парафинов, образования стойких эмульсий, снижения коррозионной активности добываемой продукции. Акцент сделан на инновации 
в области совершенствования химического метода. Изучаются установки дозирования. Приведены основные виды полимерных армированных трубопроводов, используемые в качестве напорных в дозировочных системах. Представлено вспомогательное оборудование, обеспечивающее соединение трубопроводов, спуск в скважины, защиту. Рассмотрены математические модели процессов гидратообразования, течения попутного нефтяного газа в трубопроводе малого диаметра в нефтедобыче.  
Для студентов, магистрантов, аспирантов вузов различного профиля, 
специализирующихся на проблемах добычи нефти и газа.  



‹ Шайдаков В. В., Чернова К. В., Пензин А. В., авторы, 2018 
‹ Издательство «Инфра-Инженерия», 2018 
 
ISBN 978-5-9729-0218-7 

 
ǰǰdzDzdzǻǶdz 
 
По мере разработки  нефтяных месторождений  ухудшаются условия 
добычи. Как правило, снижается  температура и давление  в пластах, изменяются геохимические условия пластовой среды: кислотностнощелочные,  окислительно-восстановительные свойства, минерализация  
и ионный состав  пластовых вод,  и т.д. С  увеличением  степени обводненности продукции скважин  возрастают удельный вес, вязкость и оптическая  плотность нефти [1].  Эксплуатируемые нефтяные  месторождения 
России   существенно истощены.  Вводимые новые, особенно в  Восточной Сибири, на шельфе даже на начальной стадии  обладают целым «букетом» осложнений. Поэтому потребность в нефтепромысловых реагентах 
будет постоянно  расти. 
Современный уровень развития нефтедобывающей отрасли характеризуется разнообразием применяемых методов и технологий борьбы,  
предупреждения образования осложнений. Несмотря на это проблема 
борьбы и предупреждения осложнений продолжает оставаться актуальной. Причинами этого является разнообразие геолого-физических условий 
процессов разработки и эксплуатации объектов. Поэтому повышение эффективности методов и технологий разработки месторождений требует 
постоянного совершенствования применяемых методов, реагентов и технологий их применения. 
Результатом эксплуатации скважин в осложненных условиях является преждевременный выход из строя элементов насосной установки, конструкции скважины и ухудшение показателей «наработка на отказ», межремонтный период работы (МРП). 
По официальным данным, затраты на добычу нефти в России по 
сравнению с другими странами необычайно высоки, причем не только  
в абсолютных показателях, но и в темпах прироста затрат. Наибольшее 
3


Современные химические методы насосного дозирования в нефтедобыче


распространение нашел химический способ предотвращения осложнений. 
Объем рынка химических реагентов в России оценивается около 10 млрд. 
руб. [2], при этом в среднем в скважину за год закачивается реагентов на 
сумму 100…300 тыс. руб. Поэтому весьма актуален вопрос снижения затрат на предотвращение осложнений без снижения эффективности защиты.  Около 40 российских компаний  производят химические реагенты для 
добычи нефти и газа. Будущее за компаниями,  оказывающими комплексный сервис, весь спектр услуг: разработка, производство и поставка химических реагентов и технических средств их подачи в скважину, сервисное  
обслуживание и технических контроль. 
Пособие ставит своей целью в доступной форме ознакомить студентов, магистрантов, аспирантов  с новыми  технологиями и техническими 
средствами, разработанными авторами, для осложненных условий  нефтедобычи. 

4 


 
DZǹǮǰǮ
Ǯ 1.   Ǽǿ
ǿǹǼǴǻ
dzǻǶȍ ǽ
ǽǾǶ ȋǸǿ
ǿǽǹȁǮȀ
ȀǮȄǶǶ 
DZǹ
ǹȁǯǶǻǻ
Ǽ-ǻǮǿ
ǿǼǿǻǼDZ
DZǼ ǼǯǼ
ǼǾȁDzǼǰ
ǰǮǻǶȍ 

Обр
разование
е отложе
ения неор
рганичес
ских соле
ей на вну
утренней
й поверх-
ности не
ефтегазо
опромысл
лового об
борудова
ания име
еет место
о при доб
быче об-
водненн
ной нефт
ти в про
оцессе р
разработк
ки больш
шинства 
месторо
ождений
й 
России [
[2-3]. 
К чи
ислу осн
новных те
ехнологи
ических ф
факторов
в, влияю
ющих на о
обводне-
ние сква
ажин, от
носится 
режим э
эксплуата
ации скв
ажины и
или, точн
нее, темп
п 
отбора ж
жидкости
и из нее [
[4-7]. 
Отл
ложения 
солей пр
роисходя
ят при вс
сех спос
обах экс
сплуатац
ии сква-
жин, одн
нако наи
иболее от
трицател
льные по
следстви
ия от сол
леотложе
ения воз-
никают 
при доб
быче не
фти шта
анговыми
и глубин
нными н
насосами
и (ШГН)
)  
и устан
новками 
электроп
погружны
ых цент
робежны
ых насос
сов (ЭЦН
Н). Кри-
сталлич
еские об
бразовани
ия неорга
анически
их солей 
на рабоч
чих орга
анах глу-
насосов
в привод
дят к п
повышенн
ному их
х износу
у, заклин
ниванию
ю  
бинных 
у вала п
погружно
ого центр
робежно
го элект
тронасоса
а, заклин
ниванию
ю 
и слому
плунжер
ра ШГН 
и т.п. 
 
         
 
ǾȖȟȡțȜȘ
Ș 1.1 – ǼȠ
ȠșȜȔȓțȖȭ
ȥȓȚ ȘȜșȓ
ȓȟȓ ȋȄǻ
  
Ȗ țȎ ȝȞ
ȭ ȟȜșȓȗ ț
ȞȖȓȚțȜȗ
țȎ ȞȎȏȜȥ
ȗ ȟȓȠȘȓ 
5


Современные химические методы насосного дозирования в нефтедобыче


 
ǾȖȟȡțȜȘ 1.2
2 – ǼȠșȜȔ
ȔȓțȖȓ ȟȜ
Ȝșȓȗ țȎ Ȓ
ȒȓȠȎșȭȣ ȋ
ȋȄǻ 
6 


DZǹǮǰǮ 1 


По преимущественному содержанию в отложениях неорганических 
солей определенного вида выделяется три группы солей: хлоридные, карбонатные и сульфатные.  
С каждым годом растут затраты на защиту оборудования от солеотложений. Это связано с проводимыми геолого-техническими мероприятиями по интенсификации добычи нефти, происходит рост действующего 
фонда скважин за счет проводимых мероприятий по извлечению труднодоступных запасов нефти, разработке пластов и ввода новых скважин.  
Требуется усовершенствование методов подачи химреагента в скважину, 
так как затраты на борьбу с солеотложениями несравненно ниже затрат, 
возникающих из-за выхода оборудования из строя, его ремонта или замены. 
Проблема солеотложения в последние годы получила особую актуальность ввиду прогрессирующего роста обводненности пластовой жидкости на большинстве активно разрабатываемых нефтяных месторождениях России.  
Например, на  Самотлорском месторождении с 2004 года солеотлагающий фонд увеличился в 2 раза и в настоящее время продолжает расти 
[8,9]. Тенденция к росту числа скважин, оборудование которых осложнено отложением солей, отмечается всеми компаниями, осуществляющими 
добычу нефти в Западно-Сибирском регионе. 
Асфальтосмолопарфиновые отложения (АСПО) относятся к наиболее проблемным видам осложнений с точки зрения предотвращения  
и ликвидации последствий. 
Накопление АСПО происходит в основном в насосно-компрессорных 
трубах (НКТ), трубопроводах системы сбора нефти. Это приводит  
не только к снижению дебита, возрастанию давления в системе сбора,  
но и резкому уменьшению межремонтного периода (МРП) работы скважинного оборудования. 
ϳ


Современные химические методы насосного дозирования в нефтедобыче


К осложненным по АСПО относят скважины, в нефти которых бо- 
лее 5  парафинов и динамической вязкостью нефти, эмульсий более  
10 сПауз, в стандартных условиях. 
По данным промысловых исследований [10], при малой обводненности нефти характер распределения парафиновых отложений в трубах различного диаметра примерно одинаков. Толщина отложений постепенно 
увеличивается от места начала их образования и достигает максимума  
на глубине 50-200 м, затем уменьшается до толщины 1-2 мм в области 
устья.  
На поздней стадии разработки отмечен рост глубины начала формирования АСПО, что обусловлено интенсивным снижением пластовой температуры за счет закачки большого количества воды, следовательно, общим снижением теплового потока [10]. 
За 10 лет эксплуатации число скважин, в которых глубина формирования АСПО составляет более 900 м, увеличилось почти в 3 раза.  
В процессе разработки месторождений ухудшаются свойства остаточной нефти. Это можно связать с образованием и накоплением в пласте 
окисленной, малоподвижной и неподвижной, биодеградированной и высокосернистой нефти.  
Увеличение содержания асфальтенов и парафинов приводят к уменьшению температуры насыщения нефти парафином а, следовательно,  
расширению зоны возможного формирования асфальтосмолопарафиновых отложений, смещению интервала АСПО в зону более высоких температур, то есть, начало отложения парафинов наблюдается на большей  
глубине.  
Кроме того, увеличение в составе отложений смол и асфальтенов приводит к изменению консистенции отложений, они становятся более пластичными, мазеподобными. 
Снижение пластовой температуры, вызванное длительным воздействием закачиваемых пресных холодных вод, обуславливает увеличение 
8 


DZǹǮǰǮ 1 


глубины формирования АСПО. В связи с этим все чаще встречаются отложения парафинов в насосах (27  - в насосе, 73  - в НКТ). 
Твердые углеводороды, парафины, присутствуют практически во всех 
нефтях, оказывая влияние на технологию и технику добычи, сбора  
и транспорта, подготовку и переработку нефти. Их содержание может  
колебаться от следов до 20-28 .  
Практически все нефтяные компании России проводят интенсификацию добычи, увеличивают отбор жидкости из скважин. Это приводит  
к повышению обводненности, усугубляет процессы АСПО и солеотложений. Например, для ряда скважин Самотлорского месторождения интенсификация привела за короткий срок к повышению обводненности добываемой нефти с 13 до 79  
Анализируя осложненный по парафинам фонд скважин Самотлорского месторождения можно отметить, что с ростом обводненности до 30  
количество осложненных по парафинам скважин составляет 38 . С увеличением обводненности до 50  количество скважин с АСПО значительно растет. И в дальнейшем при увеличении обводненности до 65   
и выше количество скважин с отложениями парафинов снижается.  
Но с ростом обводненности значительно усложняются условия предотвращения и удаления АСПО.  
Так как из-за повышения обводненности и происходит смещение зоны 
формирования АСПО в нижние интервалы. Возрастает вероятность отложений в глубинно-насосном оборудовании. Изменяется состав нефти, что 
в свою очередь приводит к изменению состава АСПО. Увеличивается 
стойкость отложений, для удаления которых требуются современные технологии и новые химические реагенты. 
То есть на основании вышеизложенного можно сделать вывод,  
что на поздней стадии разработки целесообразным становится предотвращения АСПО, а не только их удаление.  
 
ϵ


Современные химические методы насосного дозирования в нефтедобыче


 
ǾȖȟȡț
țȜȘ 1.3 – 
ǾȎȟȝȞȓȒ
ȒȓșȓțȖȓ 
ȒȓȗȟȠȐȡ
ȬȧȓȑȜ ȝ
ȝȎȞȎȢȖț
țȜȐȜȑȜ Ȣ
ȢȜțȒȎ 
ȟȘȐȎ
ȎȔȖț ȁȆ
DZǻ ȝȜ Ȝȏ
ȏȐȜȒțȓțț
țȜȟȠȖ 
Ко
оррозия 
приводи
ит ежегод
дно к ми
иллиардн
ным убыт
ткам, и р
разреше-
ние этой
й пробле
емы явля
ется важ
жной зада
ачей. Осн
новной у
ущерб, пр
ричиняе-
мый кор
ррозией, 
ается не в
в потере 
металла
а как тако
ового, а 
в огром-
заключа
ной стои
имости и
изделий, 
разруша
аемых ко
оррозией
й. Вот по
очему еж
жегодные
е 
потери о
от неё в 
промыш
шленно ра
азвитых 
странах 
столь ве
елики. И
Истинные
е 
убытки 
нельзя оп
пределит
ть, оцени
ив только
о прямые
е потери
, к кото-
от неё н
рым отн
носятся с
стоимость
ь разруш
шившейся
я констру
укции, ст
тоимость
ь замены
ы 
оборудо
ования, за
атраты н
на меропр
риятия п
по защите
е от корр
розии. Ещ
щё боль-
ший ущ
ерб сост
тавляют к
косвенны
ые потери
и. Это пр
ростои об
борудова
ания при
и 
замене п
прокорро
одировав
вших дет
талей и у
узлов, ут
течка неф
фти и газ
за, нару-
шение т
технологи
ических п
процессо
ов, эколо
огический
й аспект.
. 
Дл
ля скважи
ин харак
ктерны бо
олее выс
окие, чем
м в систе
еме сбор
ра нефти,
, 
парциал
льные да
авления С
радиент 
т забоя к
к устью 
скважи- 
СО2 и гр
РСО2  от
ны [11]
. Основн
ной вид 
коррози
ионного 
поврежд
дения ск
кважинно
ого обо-
ния - лок
кальная 
коррози
ия внутре
енней по
оверхнос
сти НКТ
и уста-
рудован
новок п
погружны
ых электр
роцентро
обежных
х насосов
в при ме
еханизир
рованной
й 
добыче 
нефти. 
Результа
атом в о
обоих сл
лучаях я
являются
я дорого
остоящие
е 
10