книги / Тепловая депарафинизация скважин

анализа характера его снижения. Второй способ [7] помимо измерения де­ бита предполагает дополнительное фиксирование изменения температуры на устье скважины. В подтверждение реальности осуществимости предло­ женного метода разработчики приводят результаты промысловых исследо­ ваний, табл. 3.4.

Таблица 3.4. Результаты исследования работы скважины 537 НГДУ Ширваннефть

Для условий месторождений Удмуртии интенсивность снижения те­ кущего дебита не подчиняется прямолинейному закону, а носит более сложный характер. Характерные кривые снижения дебитов, построенные по результатам эксплуатации скважин Чутырской площади, приведены на рис. 3.3.

Обе представленные кривые имеют точку перегиба t„ , делящую их на два отрезка. Первый отрезок, прямолинейный, характеризует равномерное падение дебита скважины с момента проведения горячей обработки to до начала интервала интенсивного образования АСПО £и и описывается урав­ нением

70

60

50

Н 40

| Ж)

20

10

Рис. 3.3. Характер снижение дебита скважин в процессе их эксплуатации при запа-

рафинивании НКТ.

где qt — текущий дебит скважины; qro — дебит скважины после горячей обработки; t — время, сут; а — интенсивность снижения, дебита скважины

Величина интенсивности снижения дебитов, установленная по резуль­ татам анализа работы 150 скважин Чутырской площади, оборудованных штанговыми насосами, характеризуется значениями от 0 до 0,5 и более.

Результаты анализа отражены на диаграмме, рис. 3.4.

Второй отрезок отражает характер изменения текущего дебита от вре­

мени до U, времени заклинивания штанговой колонны, и описывается

уравнением

qj = А • t —В - t2 —С,

где А, В и С —числовые коэффициенты.

В этот период происходит интенсивный рост количества АСПО, пере­ крытие рабочего пространства между штанговой колонной и колонной НКТ и прекращение подачи насосной установки.

Определение МОП работы скважины проводят по результатам замеров текущих дебитов, позволяющих определить продолжительность прямоли-

прямолинейного участка и точку t„ определяет местонахождение последу­ ющей точки (1). При отклонении точки (1) от направления прямолинейного участка к оси времени скважина переходит в режим интенсивного парафинообразования и катастрофического снижения дебита. Дальнейшее сниже­ ние дебита (точка 2) предопределяет необходимость проведения обработки скважины по удалению АСПО.

Снижение дебита скважины в период интенсивного роста АСПО про­ исходит и за счет:

—дополнительного удлинения штанговой колонны при увеличении сил трения штанг об АСПО и увеличения давления в перекрытой полости НКТ;

—утечек жидкости через плунжерную пару за счет увеличения давления в НКТ;

—утечек через резьбовые соединения в муфтах НКТ.

3.2.2.Прогнозирование образования АСПО по изменению нагрузок

Впроцессе эксплуатации скважин с ростом количества отлагающихся на поверхности НКТ парафиновых образований увеличиваются и нагруз­ ки на головку балансира станка-качалки. В связи с этим, зная динамику изменений нагрузок, можно определить интенсивность роста АСПО и про­ гнозировать их количество во времени.

Нагрузки, возникающие при работе глубинного насоса и концентриру­ ющиеся в точке подвеса штанг, складываются из [138]:

1.статических нагрузок от веса насосных штанг и жидкости;

2.сил трения плунжера в цилиндре насоса и сил трения насосных штанг о трубы и жидкость;

3.динамических нагрузок, вызываемых силами инерции движущихся масс насосных штанг и их вибрацией.

Нагрузки на штанги, вызванные этими причинами, действуют одно­ временно, и для практических целей необходимо понимание их совокупного воздействия. Данные нагрузки определяют расчетным путем по известным формулам различных авторов или непосредственным замерам этих нагрузок на скважине с помощью динамографа.

Впроцессе эксплуатации скважин происходит рост Ртах и сни­ жение Ртш (рис. 3.5), что свидетельствует об увеличении количества асфальтосмолопарафиновых образований на поверхности НКТ и суще­ ствовании определенной зависимости между этими двумя параметрами. Однако данная зависимость не является прямолинейной, а носит более сложный характер. В связи с этим установление зависимости между ко­ личеством парафиновых отложений и (Ртах и Ртш) является той осно­ вой, на которой базируются показатели скорости роста АСПО, возмож­ ность прогнозирования предельно допустимой нагрузки Ртах и опреде­ ления численного значения МОП, т. е. факторов, определяющих время проведения технологической операции по удалению парафиновых обра­ зований.

деленных по данным исследований, обусловливает точность метода про­ гнозирования парафиноотложений.

Степень сходимости весов штанг, рассчитанных теоретически и опре­ деленных по динамограммам работы скважин, приведена в табл. 3.5.

Режим работы скважинной насосной установки может быть статиче­ ским и динамическим. Статическим режимом называют такой, для которого экстремальные нагрузки практически не зависят от динамических составля­ ющих нагрузок. Если в общем балансе экстремальных нагрузок динамиче­ ские нагрузки составляют значительную долю, то режим работы установки называют динамическим [70].

Показателем для характеристики режима работы установки служит

критерий Коши:

Я н

где Я н — глубина спуска насоса, м; а — скорость звука в колонне штанг, м/с. Для одноступенчатой колонны штанг а = 4600 м/сек; для двухступенчатой

а = 4900 м/с; для трехступенчатой а = 5300 м/с; из — угловая скорость вращения кривошипа, рад/с; из = ж• п/30.

На месторождениях Удмуртии, при превалирующей глубине скважин 1300... 1400 метров, максимальном числе качаний, равном 12, и (р ^ 0,35, практически повсеместно обеспечивается статический режим откачки.

Расчет максимальной нагрузки проводят по формулам И. М. Муравьева, И. А. Парного, Кемплера, Д. С. Слоннеджера и др. Для инженерных расчетов предпочтительна формула И. М. Муравьева [70]:

(3.10)

В приведенной формуле: Рж— гидростатическая нагрузка на плунжер насоса от веса столба жидкости (смеси) в НКТ,

Таблица 3.5. Сходимость весов штанговой колонны, рассчитанных теоретически и определенных по данным исследований

перечного сечения штанг, м2; 7 Ж— удельный вес жидкости в НКТ, кг/м3; Я гн — глубина спуска насоса, м; Рш — вес штанг в воздухе, кг; s — длина хода, м; п —число качаний;

где дшт г —вес одного метра штанг с муфтами в воздухе, кг; е г —доля штанг данного размера в ступенчатой колонне, доли единицы;

Сучетом (3.15), (3.17) и (3.18) уравнения для расчета максимальных

иминимальных нагрузок принимают вид:

шт.теор.

Безразмерные коэффициенты К т&х и K min используют для прогнози­ рования количества АСПО и оценки качества проведения очисток глубин­ но-насосного оборудования.

Величина коэффициента трения циклически изменяется во времени, имея минимальное значение в начале цикла и максимальное в конце цикла. Протяженность цикла равняется величине МОП. Характер изменения К т&х

во времени для группы скважин Чутырской площади отражен на рис. 3.6. Кривая изменения К т&х имеет точку перегиба, которая, как и в случае

изменения дебитов, делит ее на две части.

Первый, прямолинейный, участок кривой в интервале (0 - tmj) харак­ теризует нормальную работу скважины и описывает уравнение

Рис. 3.6. Изменение коэффициента трения при эксплуатации скважин после прове­

дения горячей промывки

Криволинейный участок в интервале (£инт - £зак) характеризует зону интенсивного роста смолопарафиновых отложений. При достижении коэф­ фициента трения, равного 0,6.. .0,65, целесообразно проводить операцию депарафинизации скважин, поскольку при достижении К т&х = 0,7... 0,9 наступает заклинивание или зависание штанговой колонны. Величина меж­ очистного периода в этом случае равна времени £инт.

Для практического выполнения инженерных расчетов по вышеприве­ денному методу построены номограммы (см. рис. 3.7-3.10).

Пример. Рассчитать Кт&х и необходимость проведения очистки глубиннона­

сосного оборудования.

Исходные данные. Скважина № 1000 Чутырской площади проработала после проведения последней очистки 28 суток. Максимальная нагрузка по данным дина-