книги / Тепловая депарафинизация скважин

мывку, осуществленную на 14 день, можно считать успешной. Две после­

дующие оказались недостаточно эффективными.

3.3.Методы, основанные на непосредственном замере толщины отложений АСПО

Прогнозирование количества АСПО по контрольным катушкам

Данный метод прогнозирования количества АСПО реализуется с ис­ пользованием контрольных катушек, устанавливаемых на устье скважин, и основывается на результатах сравнительных промысловых исследований интенсивности парафинизации верхней части колонны НКТ и наземной ча­ сти выкидной линии, прилегающей к скважине.

При осуществлении данного метода прогнозирования приняты допу­ щения:

—выкидная линия является продолжением колонны НКТ;

—термодинамические условия выпадения парафина в выкидной линии идентичны условиям выпадения парафина в верхней части НКТ.

В ходе проведения осмотров и инструментальных замеров, приурочен­ ных к проведению подземных ремонтов скважин, установлено, что характер

иинтенсивность процесса парафинизации верхних 73 мм НКТ и контроль­ ных 73 мм катушек, установленных на выкидных линиях этих же скважин, одинаковы. Результаты замеров толщины асфальтосмолопарафиновых от­ ложений приведены в табл. 3.7.

Таким образом, зная характер и интенсивность образования парафино­ вых отложений в выкидной линии, можно с высокой степенью достовер­ ности судить о количестве АСПО, образующихся в верхней части колонны НКТ, и экстраполировать полученные данные на нижележащие области ко­ лонны.

Таблица 3.7. Толщина отложений АСПО в НКТ и контрольных катушках

Замеры толщины АСПО парафиномерами

Замер толщины отложений АСПО в фонтанных скважинах и скважи­ нах, эксплуатируемых установками УЭЦН, может быть осуществлен при­ бором для дистанционного измерения толщины отложений парафина в лиф­ товых трубах [73]. Общий вид устройства для измерения толщины парафи­ новых отложений во внутренней полости НКТ представлен на рис. 3.15.

Устройство выполнено в виде цилиндрического стержня, к которому прикреплены две пары диаметрально расположенных по отношению друг

кдругу подпружиненных направляющих — полозьев. Устройство спускается

вскважину на кабель-тросе или скребковой проволоке в раскрытом (разжа­ том) состоянии. При движении устройства вдоль колонны труб, в зависи­ мости от толщины отложений, происходит последовательное сжатие-рас­ ширение направляющих устройства, фиксируемое записывающим узлом устройства. Для облегчения спуска устройства в колонну НКТ использу­ ется утяжелитель.

3.4.Аналитические методы прогнозирования отложений АСПО

Образование смолопарафиновых отложений в процессе извлечения

и транспорта нефти является сложным многофакторным процессом, в связи

с чем обоснованное заключение о на­ правлении и интенсивности его проте­ кания можно дать только на основа­ нии математического расчета. При раз­ работке математической модели процес­ са наиболее целесообразным представ­ ляется путь, при котором, на основа­ нии результатов лабораторных и про­ мысловых экспериментов, выявляются основные факторы, определяющие ход процесса и с учетом которых строит­ ся возможно более простая и пригодная для практического использования мате­ матическая модель. Отдельные соотно­ шения модели затем уточняются при со­ поставлении ее с реальными объекта­ ми.

В настоящее время существует ряд математических моделей, описы­ вающих процесс парафинизации неф­ тепромыслового оборудования, а так­ же огромное количество теоретиче­ ских и промысловых исследований, посвященных методическим аспектам прогнозирования отложения парафина в подъемных трубах нефтяных сква­

жин [59,68,69,78,121].

Рис. 3.15. Устройство для измерения

Для получения общего представле­

толщины АСПО в НКТ.

ния о существующих аналитических ме­ тодах прогнозирования АСПО в нефте­

промысловом оборудовании приводим математические модели определения скорости образования АСПО в подъемных трубах и магистральных трубо­ проводах.

Математическая модель Г. В. Пантелеева

Математическая модель [69,78], учитывающая совместное изменение температуры и давления потока при его движении по трубам, позволяет рассчитать процесс отложения парафина в подъемных трубах нефтяных скважин. Для определения скорости отложения парафина по стволу колон­ ны НКТ предложено использовать эмпирическую формулу

т - 0 ,0 3 6 0 5

-I 0 ,8 6 9 3 1

•ехр

где q — скорость отложения парафина, мг/ч • см2 т; g — дебит скважи­ ны, т/сут; d — диаметр НКТ, м; Тк — температура начала кристаллиза­ ции парафина, °К; Т — температура потока, °К; сг = 678240 м/сут; С2 = = 0,2726 • 1(Г3 м/сут.

Предложенная математическая модель может служить основой для ис­ следования зависимости процесса отложения парафина в подъемных трубах от условий эксплуатации скважин.

Математическая модель П. Б. Кузнецова

Математическая модель процесса парафинизации магистральных тру­ бопроводов [59] позволяет выявить количественное влияние отдельных фак­ торов на ход процесса образования отложений.

Построение модели осуществлено исходя из предположений, что:

—наращивание слоя смолопарафиновых отложений происходит за счет частиц, кристаллизующихся непосредственно на внутренней поверх­ ности трубопровода [121];

—вымывание отложений обусловливается механическим воздействием потока. Частицы отложений, сорванные потоком со стенок трубопро­ вода, в построении трубопроводных отложений в дальнейшем никакого участия не принимают;

—твердая фаза (парафин), сорванная со стенок трубопровода или выкри­ сталлизовавшаяся непосредственно в потоке, на гидродинамические параметры последнего не оказывает влияния (рассматривается одно­ фазный поток);

—режим движения жидкости турбулентный (Re > 2400).

Количество твердого вещества, выделившегося при охлаждении рас­ твора, зависит от двух факторов [58]: числа центров кристаллизации и ли­ нейной скорости роста растущих на этих центрах кристаллов.

При этом саму возможность осуществления процесса и скорость на­ копления твердого вещества определяет ряд условий:

—раствор имеет высокую степень перенасыщения по отношению к вхо­ дящему в его состав кристаллизующемуся веществу;

—в массе раствора или на поверхностях, непосредственно контактиру­ ющих с ним, находится достаточное количество центров кристаллиза­ ции;

—тепловая энергия, выделяющаяся в процессе кристаллизации, отводит­ ся из системы в окружающую среду.

Для протекания процесса парафинизации необходимо, чтобы эти усло­ вия выполнялись одновременно и совместно друг с другом.

В соответствии с этими предпосылками количество парафина, выкри­ сталлизовавшегося за время dT на внутренней поверхности трубопровода произвольного поперечного сечения, по которому происходит перекачка па-

рафинистой нефти, определяет выражение

Первый множитель в этом выражении характеризует способность пе­ рекачиваемой нефти образовывать отложения в определенных термодина­ мических условиях. При этом предполагается, что парафинообразующие свойства нефти определяет зависимость вида

где t — температура нефти; tH— температура начала кристаллизации пара­ фина (температура насыщения); Т — время; Alt А2; А3, (3 — постоянные коэффициенты.

Масштабный коэффициент ©2 характеризует относительное количе­ ство центров кристаллизации

где а н и а н —количество центров кристаллизации на единице поверхности, соответственно, для натуры и модели; х н — периметр натурного трубопро­ вода; dLH— длина натурного трубопровода; SM— активная поверхность лабораторной установки.

Коэффициент ©2 характеризует процесс массообмена, которому в од­ нофазном потоке удовлетворяет условие [65]

где Nu — диффузионный критерий Нуссельта; Re — критерий Рейнольдса; Рг — диффузионный критерий Прандтля; А , т , п —коэффициенты.

где К н и К м—коэффициенты массообмена для натуры и модели; dHи dM—

характерный геометрический размер натуры и модели; v —кинематическая вязкость нефти; 7 — плотность нефти.

Коэффициент @ 3 учитывает интенсивность теплообмена

K ( t - t 0)

где К —полный коэффициент теплопередачи от нефти к грунту в реальных условиях нефтепровода; t0 — температура грунта; qM— количество тепла, отводимого в единицу времени с единицы поверхности лабораторной уста­ новки.

С учетом (3.25), (3.26), (3.27) и (3.28) выражение (3.24) примет вид (промежуточные преобразования упущены)

Многомерная статистическая модель УдмуртНИПИнефть

Межочистной период работы скважины как показатель интенсивно­ сти парафинизации НКТ зависит от множества различных факторов, среди которых определяющими являются такие как физико-химическая характе­ ристика добываемой продукции, геологические, эксплуатационные и тех­ нологические параметры.

Определение межочистного периода работы скважины может быть осу­ ществлено на основе многомерного статистического анализа с получением эмпирической зависимости. При выводе формулы для расчета величины МОП работы скважин по многомерной статистической модели Удмурт­ НИПИнефть использованы 11 параметров, приведенные в табл. 3.8.

Таблица 3.8. Перечень параметров, заложенных в статистическую модель

С учетом этих параметров многомерная статистическая модель для скважин Киенгопской площади выглядит следующим образом:

МОП = 109,71 - 1,383<э + 0,24п - 1,07ЯПЛ- 0,55 [(Ясп - Яд)0,00017з+

+ ЮР, + (Я, - Я с„)0,00017пн] - 0 ,105ГЭ + 0 ,24ЛВНК.

По данной зависимости может быть рассчитан период парафинизации скважины и установлено время проведения профилактической обработки.

Определение интенсивности парафинизации НКТ по методу

«СургутНИПИнефти»

В основу метода [68] заложено несколько концепций, определяющих интенсивность отложения АСПО в НКТ.

1) Интервал отложения парафина в скважине определяет характер рас­ пределения температуры по стволу и описывает уравнение

Т(х) = Тгр(х) + ^ [1 - ехр(—а(/ - гг))],

(3.30)

где Тф —температура горных пород на глубине х, °С; Г — геотермический градиент, °С/м (Г « 0,33 °С/м); I —глубина забоя, м; к —коэффициент теп­ лопередачи от потока в окружающие горные породы, Вт/(м °С); Q — дебит жидкости, т/сут; Ср — теплоемкость продукции скважины, кДж/(кг-°С); Т0 —температура нейтрального слоя, °С.

2)Глубина начала выпадения парафина 1Пзависит от дебита скважины

иможет быть выражена соотношением

3) Выделяющийся в свободную твердую фазу парафин лишь частично оседает на стенках НКТ, а большая его часть выпадает в объеме нефти. При постоянной доле выделяющегося на стенках НКТ парафина (5 динамику уменьшения сечения трубы описывает соотношение

где pu — плотность парафина, кг/м3; S —площадь сечения трубы на стенке

х в момент т, м2.

На основании зависимости массовой концентрации парафинов в неф­ ти С от температуры t

t = 14,77 In С + 11,4