книги / Тепловая депарафинизация скважин

Глубина от устья скважины Z, на которой начинается отложение

АСПО, находится из выражения Z = H —h0TJl.

Пример. Определить интервал запарафинивания НКТ (глубину начала отло­

г= Лзо<Г=0’0169;

С= 0,4 • 4186,8 + (1 - 0,4)2721,4 = 3307,57.

Поскольку у ^ 2,74, то

•‘-«■“в b(-ss)'1-“

Глубина начала отложения АСПО от забоя составит /1ОТЛ= 571 + 250(0,1736 - 0,8)2 + 70(0,4/1 - 0,4)1,5 - 200 • 0,4 = 627 м.

Вывод. Интервал запарафинивания колонны НКТ составляет

Z = 1300 - 627 = 673 м.

3.1.2. Определение глубины отложения АСПО по температуре

насыщения нефти парафином

Углеводороды в зависимости от их состава и условий залегания мо­ гут находиться в недрах в различных фазовых состояниях. Установлено [23,120], что нефти в природных условиях могут быть как не насыщены твердой фазой, так и насыщены ею. Есть основания полагать, что возможно существование нефтей совместно с выделившейся из них твердой фазой.

Впроцессе разработки в результате изменения давления, температуры

игазосодержания характерен переход некоторой части углеводородов из одного фазового состояния в другое. При этом изменяется и температура насыщения нефти парафином. В связи с этим понимание фазового состоя­ ния пластовой системы нефть-твердый парафин во многом предопределяет вопросы рациональной разработки и эксплуатации нефтяных месторожде­ ний.

Под температурой насыщения нефти парафином следует понимать температуру, при которой в процессе изобарического охлаждения нефть из однофазного состояния переходит в двухфазное {нефть + твердая фаза) при термодинамическом равновесии, т. е. когда в нефти появляются первые кристаллы парафина. Этот параметр является весьма важным, поскольку почти на четверти разрабатываемых в СНГ месторождений температура насыщения нефти парафином близка к пластовой температуре и разница

между ними не превышает 5° С [109]. Для условий Удмуртии она лежит в пределах 1 ... 10,5° С при средней величине 6,1° С.

Метод определения температуры насыщения нефти парафином заклю­ чается в регистрации изменения интенсивности светового потока в видимой и инфракрасной части спектра, проходящего через слой нефти при появле­ нии в ней кристаллов парафина в процессе снижения температуры.

Для оперативного определения температуры насыщения нефти пара­ фином конкретной разрабатываемой залежи может быть использована за­ висимость, полученная Г. Ф. Требиным на основании обработки результатов

экспериментальных данных свойств пластовых нефтей различных месторо­ ждений Урало-Поволжья, Западной и Восточной Сибири, республики Ко­ ми [120], рис. 3.1 а.

Содержание парафинов, %

Рис. 3.1. Зависимость температуры насыщения нефти парафином от его количе­ ственного содержания: а — для месторождений России [120]; б — месторождений Удмуртии.

Для месторождений Удмуртии данную зависимость (рис. 3.16) опи­ сывает уравнение у = 19,457 • In а; —0,8117, при достоверности аппрокси­ мации R2 = 0,8843. Согласно этой зависимости для нефтей, содержащих 3% парафина, температура насыщения составляет около 21° С, 6% — 34° С. При снижении температуры ниже этой величины создаются благоприят­ ные условия для выпадения парафина в виде твердого осадка. Для место­ рождений Удмуртии значения температуры насыщения нефти парафином, рассчитанные по зависимости Г. Ф. Требина и предложенному уравнению, представлены в табл. 3.1.

Разность температур насыщения пластовой нефти парафином Т нас пл

и пласта Тщ, характеризует величину насыщения нефти парафином в пла­ стовых условиях. Так, при температуре Т нас.Пл = Тпл нефть принято [23]

Таблица 3.1. Расчетные значения температуры насыщения нефти парафином

ном. Согласно этой классификации практически все нефти Удмуртии близки к насыщению парафином, поскольку разница между температурой пласта и температурой насыщения менее 10° С (табл. 3.2).

Естественное или искусственное приведение термодинамических усло­ вий разработки части залежи или одной отдельно взятой скважины к усло­ виям насыщения нефти парафином предопределяет его выпадение в ко­

лонне НКТ и непосредственно уже в пласте.

Нижняя граница начала выпадения АСПО в скважине может быть опре­

делена по формуле

где Я отл — нижняя граница выпадения АСПО в скважине; # скв —глубина скважины, м; L — интервал от забоя скважины без АСПО, м; Тпл — тем­ пература пласта, °С; Тн — температура насыщения нефти парафином, °С; Гт — температурный градиент, °С/м.

Для месторождений Удмуртии температурный градиент Гт находится в пределах от 0,02 до 0,024° С/м.

Расчетная глубина начала образования парафиновых отложений для некоторых месторождений Удмуртии приведена в табл. 3.2.

Температура насыщения нефти парафином зависит от давления и тем­ пературы пласта. С понижением давления снижается и температура насы­ щения нефти парафином. Так, например, для нефтей Кезского месторожде­ ния градиент изменения температуры насыщения нефти парафином при изменении давления на 0,09806 МПа равен 0,015 [113].

При снижении температуры пласта на 1° С (за счет охлаждения при выделении растворенного газа в пласте в процессе эксплуатации ниже дав­ ления насыщения и др. факторов) интервал начала образования парафиноотложений снижается в среднем на 45 м (Н = 1/0,022 = 45 м), а общий объем АСПО увеличивается пропорционально этой величине.

На температуру насыщения нефти парафином оказывает влияние и из­ менение количества растворенного газа, т. е. изменение газонасыщенности. Потеря нефтью части растворенного газа в процессе ее подъема по ко­ лонне лифтовых труб повышает температуру насыщения нефти парафи­ ном. По данным [109], среднее значение градиента изменения температуры насыщения нефти парафином при изменении газонасыщенности на 1 м3 колеблется от 0,05 до 0,31, причем наименьшее значение он имеет для наи­ более легких, с большим газовым фактором, нефтей. Для месторождений Удмуртии наиболее приемлемой величиной градиента является значение, равное 0,2 ± 0,03.

3.1.3. Прогнозирование МОП работы скважины но показателю

преломления нефти

Состояние нефтяной скважины в условиях интенсивного парафинообразования может быть охарактеризовано рядом стандартных технических показателей, предназначенных и используемых в качестве контрольных:

—механическим показателем, отражающим изменение максимальной на­ грузки на головку балансира станка-качалки;

—энергетическим показателем, характеризующим величину силы тока на электродвигатель станка-качалки;

—технологическим показателем, учитывающим изменение текущего де­ бита скважины.

По мере выпадения и роста объема отложений АСПО на по­ верхности глубинно-насосного оборудования происходит изменение ве­ личин этих контрольных показателей, достигающих своего максималь­ ного (минимального) значения в период полного запарафинивания сква­ жины. Величины контрольных показателей, снятых в этот период, являются критическими. Достижение контрольных показателей критиче­ ских значений определяет необходимость проведения очистки скважины от АСПО.

В качестве еще одного контрольного критерия авторы [90] предлагают использовать показатель преломления пробы добываемой нефти.

Общеизвестно, что время наступления периода проведения профилак­ тической операции очистки глубинно-насосного оборудования от АСПО определяет величина МОП. Величина МОП может быть выражена либо во временных единицах (сутки, недели, месяцы), либо в количестве добытой из скважины нефти до момента ее запарафинивания. Объем прокаченной через скважину нефти, за период между двумя профилактическими обработ­ ками, авторы работы [90] назвали критическим количеством прокачиваемой нефти (ККПН).

Для установления характерного показателя, коррелирующего с ККПН, авторами [90] проанализировано более 40 физико-химических параметров нефти. Как показал статистический анализ определяемых параметров, каж­ дый из них может быть использован с той или иной степенью надежности для прогнозирования продолжительности МОП. Однако наиболее предпо­ чтительным из них является тот, который характеризуется наибольшим ко­ эффициентом корреляции, т. к. это обеспечивает наибольшую точность про­ гнозирования МОП. В большей степени этим требованиям удовлетворяют

Таблица 3.3. Температура плавления АСПО месторождений Урало-Поволжья

Исходные данные:

Расчет. По показателю преломления на рис. 3.2 находим ККПН — 1270 т. С учетом 32% обводненности это соответствует 1868 м3 жидкости.

Показатель преломления

Рис. 3.2. Зависимость критического количества прокаченной нефти от показателя преломления.

Определяем теоретическую производительность насоса — 30 м3/сут. Возможный безаварийный период эксплуатации скважины для добычи 1868 м3

жидкости составляет не более 1868/30 = 62 суток.

Вывод. МОП скважины составляет 62 суток, после чего необходимо провести операцию очистки скважины от АСПО.

3.2. Прогнозирование парафинообразования

по технологическим параметрам работы скважины

3.2.1. Прогнозирование образования АСПО по изменению дебита

Опыт промысловой эксплуатации скважин на месторождениях с высо­ ковязкой парафинистой нефтью показывает, что с ростом количества отло­ жений на внутренней поверхности подъемных труб происходит снижение текущего дебита скважин. На основании этого явления предложено несколь­ ко способов определения наличия отложений в колонне НКТ и прогнозиро­ вания их толщины [7,29]. Первый способ [29] определения интенсивности образования АСПО включает измерение дебита скважины и проведение