книги / Тепловая депарафинизация скважин

Исследования, проведенные В.П.Троновым с техническим очищен­ ным парафином с температурой плавления 54° С и бориславским церези­ ном с температурой плавления 75° С в диапазоне температур 17... 34° С, показали, что с повышением температуры плавления кристаллического па­ рафина прочность его отложений и величина силы сцепления с металли­ ческой поверхностью возрастают. По результатам этих исследований [121] построены зависимости, отраженные на графиках рис. 2.19.

Рис. 2.19. Влияние температуры на напряжение сдвига парафина: 1 — парафин

с tm = 54° С; 2 —церезин с £Пл = 75° С.

Из графиков видно, что во всем диапазоне исследованных температур усилия, необходимые для сдвига церезина, намного выше, чем для сдвига технического парафина. Так, например, при температуре поверхности ме-. талла 20° С усилие сдвига церезина на 70% больше, чем для технического парафина. Поскольку испытываемые поверхности имели одинаковую шеро­ ховатость (чистоту обработки), разница в превышении напряжения сдвига для церезина может быть обусловлена только различной плотностью упа­ ковки молекул, формирующих испытывавшиеся поверхности, их модифика­ цией, молекулярной шероховатостью поверхности и силами взаимодействия с ней.

2.3.3. Растворимость парафинов в нефти

Процесс выпадения парафина представляет собой сложное явление, протекающее во времени и отличающееся необратимостью. Основной осо­ бенностью необратимости процесса является отличие условий выпадения парафина от условий его растворимости.

Растворимость АСПО зависит от многих факторов, главными из кото­ рых являются:

—температура нефти;

—плотность нефти;

—температура плавления АСПО.

Влияние температуры на растворимость АСПО в нефтях с различной плотностью отражено на рис. 2.21. Как видно из рисунка, при одной и той же температуре растворения величина растворимости парафиновых отложе­ ний в нефти с меньшей плотностью значительно превышает растворимость парафинов в нефти с более высокой плотностью, причем, чем выше темпе­ ратура растворения, тем больше разница в их абсолютных значениях.

Разгазирование сырой нефти, по К. Е. Рестли [142], является вторым по значимости фактором после температуры, оказывающим влияние на раство­ ряющую способность и выпадение парафина. В процессе разгазирования происходит переход легких компонентов нефти из жидкой фазы в газооб­ разную, что приводит к уменьшению объема жидкой фазы, увеличению ее плотности и снижению растворяющей способности по отношению к АС­ ПО, поскольку парафиновые отложения легче растворяются в легких фрак­ циях нефти, чем в тяжелых. Влияние температуры на растворимость АСПО в нефтях, характеризующихся одними и теми же параметрами, но разгазированными до различной степени плотности [142], показано на рис. 2.22.

Поскольку процесс разгазирования нефти сопровождается одновремен­ ным изменением температуры и плотности нефти, то и рассмотренное воз-

действие этих факторов на растворяющую способность нефти будет сово­ купным.

Растворимость непосредственно самого парафина в нефти зависит от температуры его плавления и уменьшается с ее увеличением. Поскольку в составе АСПО, образующихся на внутренней поверхности подъемных труб эксплуатационных скважин разных объектов разработки, содержатся парафины с различной температурой плавления, то и растворимость са­ мих АСПО в нефти будет также неодинаковая. Зависимость растворимости парафина в нефти от температуры его плавления представлена на рис. 2.23.

Рис. 2.23. Растворимость в нефти парафинов с различной температурой плавления:

1-4 соответственно 52,5; 67,2; 73,8; 80,2°С.

Уменьшение растворимости парафинов с увеличением плотности неф­

ти обосновано в работе [63].

случае следует опираться на наиболее приемлемый для данного месторо­ ждения и региона способ оценки, удовлетворяющий получению максималь­ ного эффекта при минимальных затратах и базирующийся на имеющихся средствах методического обеспечения, аналитического контроля и наличии соответствующего оборудования.

Не следует сбрасывать со счетов и методы прогнозирования интенсив­ ности парафинообразования, основанные на результатах статистической об­ работки промыслового материала, и, наконец, методы, основанные просто на опыте промысловой работы.

Для прогнозирования парафинообразования используют достаточно широкий ассортимент методов и способов его осуществления. При этом количество методов, предлагаемых для оценки величины парафиноотложений, постоянно увеличивается, и для того, чтобы разобраться во всем многообразии этих методов и выбрать наиболее оптимальные для своей практической деятельности, необходимо пользоваться той или иной клас­ сификационной схемой.

Прежде всего, целесообразно распределить методы по достигаемой це­

ли.

Все известные методы прогнозирования парафиноотложений можно разделить на две основные группы — методы, направленные на определе­ ние точки начала отложения парафина в скважине (начало кристаллизации парафина [40]), и методы, определяющие интенсивность (скорость) образо­ вания АСПО.

Базовой основой для установления глубины начала образования па­ рафиновых отложений служат физико-химические свойства нефтей и тер­ модинамические условия их извлечения, а определения скорости роста АСПО — величина межочистного периода работы скважины.

Классификация методов прогнозирования может быть осуществлена и по другим признакам, в частности по видам используемых технологи­ ческих параметров работы скважины, способам замера и методам расчета

толщины парафиноотложений, методам определения МОП. Некоторые из

этих видов классификационных групп выглядят следующим образом.

1.Методы, базирующиеся на физико-химических свойствах добывае­ мых нефтей и их термодинамических параметрах [40,90,131]:

—температуре насыщения нефти парафином;

—температуре кристаллизации парафина;

—показателе преломления нефти.

2.Методы, основанные на технологических параметрах работы сква­ жины [7, 29]:

—на изменении текущего дебита;

—на изменении нагрузки на головку балансира станка-качалки;

—на изменении времени опрессовки колонны НКТ.

3.Методы непосредственного замера толщины АСПО:

—с помощью шаблонов и парафиномеров в колонне НКТ;

—в контрольных катушках, установленных на устье скважины;

—в колонне НКТ при проведении подземного ремонта.

4.Расчетные методы [68].

Методы, приуроченные к подземному ремонту и связанные с бригада­ ми исследователей, хотя и являются наиболее информативными, не могут быть использованы в повседневной практике, поскольку не дают оператив­ ной информации о характере запарафинивания и состоянии работающего насосного фонда скважин. С этой точки зрения предпочтительнее анали­ тические методы, позволяющие держать под постоянным контролем все парафинящиеся скважины.

3.1.Прогнозирование парафинообразования по физико-химическим свойствам нефтей

3.1.1.Прогнозирование глубины отложения АСПО по температуре кристаллизации парафина

Одним из способов прогнозирования глубины отложения парафина

в скважине является метод, основанный на определении глубины нача­ ла кристаллизации парафина в нефтяном потоке [131]. Метод разработан для условий месторождений западного Туркменистана, однако справедлив и для районов Удмуртии, поскольку по своим физико-химическим характе­ ристикам нефти Туркменистана близки к нефтям месторождений Удмуртии. Некоторые параметры нефтей Туркменистана имеют следующие значения: плотность нефти до 878 кг/м3, вязкость при 20° С — 36... 56 мПа- с, со­ держание парафина — 5,8... 9%, асфальтенов — 0,9... 1,5%, смол силикагелевых —9,8... 11%.

Глубину, на которой начинает выделяться твердый парафин, определяет условие Т = Ткр, где Т и Ткр — соответственно температуры нефтяного

потока и начала кристаллизации парафина из нефти.

где /готл — глубина начала отложения АСПО; hK — глубина начала выпа­ дения парафина; hrm — поправка, учитывающая влияние гидродинамики потока; h0бВ— поправка, учитывающая влияние обводненности продукции скважины; m — обводненность продукции скважины, доли ед.

= 0,395, М2 = 1, М3 = 12,735, М4 = У2; при у > 2,74 М 1 = М3 = М4,

М2 = 0.

где Тзаб —температура на забое скважины; К —коэффициент теплопереда­ чи, вт/(кгград); Г — геотермальный градиент, град/м; q —дебит скважины по жидкости, кг/с.

Н’

где Х20 — температура горной породы на глубине 20 м от поверхности, град; Я — глубина забоя скважины, м.

где С, СВ,С Н—соответственно удельные теплоемкости продукции скважи­ ны, воды и нефти, дж/(кг • град).

Эмпирические поправки hrm и /гобв выведены на основе фактического промыслового материала и составляют

Подставляя (3.2), (3.8) и (3.9) в уравнение (3.1), получают оконча­ тельную формулу для расчета прогнозируемой глубины начала отложения АСПО от забоя скважины.