книги / Тепловая депарафинизация скважин

оказалось, что времени, в течение которого осуществлялась закачка горячей нефти, недостаточно для стабилизации теплового режима, и поэтому в пе­ риод закачки из-за больших перепадов температуры в верхней части ствола скважины интенсивность теплоотдачи превысила расчетную.

Тем не менее незначительное отклонение температуры, особенно

внижней части ствола, дает основание рекомендовать приведенную ме­ тодику для практического использования.

Вобъединении «Удмуртнефть» накоплен значительный промысловый исследовательский материал по определению температурных градиентов и профилей скважин при проведении горячих промывок [75]. Полученные данные используют как для оптимизации процессов горячих промывок экс­ плуатационных скважин, так и для теоретических исследований. Некоторая часть из этого материала представлена в табл. 4.2.

Распределение температуры по стволу НКТ зависит от количества закаченного теплоносителя. Так, например, при закачке различных объ­ емов горячей нефти через затрубное пространство скв. 3021 получено распределение значений температур, показанное на рис. 4.2. Следует отметить, что температура закачиваемой горячей нефти при обработке скв.3021 поддерживалась в интервале 100... 110°С, а темп закачки со­ ответствовал производительности агрегата АДП на второй скорости. За­ пись температуры производилась снизу вверх прибором ТЭД-36 с помо­ щью геофизической станции при равномерной скорости подъема термомет­ ра 12 м/мин.

Полученные данные свидетельствуют, что с увеличением объема за­ качиваемой горячей нефти четко прослеживается нарастание температуры

вНКТ. Однако с увеличением объема закачки нефти свыше 27 м3 темп нарастания температуры заметно снижается.

Результаты, полученные при исследовании скв. 3021 Лудошурского ме­ сторождения, приняты в качестве базового материала, к которому привязаны определенные последующие расчеты и полученные выводы.

Температура, °С

Рис. 4.2. Изменение температуры по стволу скв. 3021 в зависимости от объема зака­ ченной горячей нефти: 1 —термограмма, снятая в остановленной скважине; 2,3,4 — соответственно для объема 16, 27 и 33 м3.

Для обоснования профиля распределения температуры на внутрен­ ней поверхности НКТ в процессе проведения горячей промывки сква­ жины, дополнительно для условий скв. 3021 проведены теоретические расчеты температурного режима этой скважины при тепловой обра­ ботке.

Результаты расчетов, методология которых для реальных условий теп­ ловой депарафинизации скважин на месторождениях Удмуртии изложена в работе [118], приведены в табл. 4.3.

При проведении расчетов принято, что закачка горячей нефти осуще­ ствляется в затрубное пространство с выходом на поверхность с глубины 1000 м через лифтовые трубы; температура горячей нефти —110° С; объем закачиваемой нефти 16 м3; скорость закачки 14,5 м3/час.

Таблица 4.3. Расчетное и фактическое распределение температуры по стволу сква­ жины в процессе ее обработки горячей нефтью объемом 16 м3

Для сопоставления в таблицу включены промысловые исследования температуры в полости НКТ. По расчетным данным таблицы построены термограммы по стволу скважины, рис. 4.3.

Абсолютные значения температур, полученных расчетным путем, от­ личаются от непосредственно замеренных температур в стволе скважины в процессе ее обработки на незначительную величину. Хорошая сопостави­ мость расчетных и экспериментальных данных по лифтовым трубам дает основание с такой же степенью достоверности относиться к расчетным зна­ чениям температур, полученным для кольцевого пространства.

Температура, °С

Рис. 4.3. Расчетные термограммы в колонне НКТ (1) и затрубном пространстве (2).

Сравнивая значения температур в лифтовых трубах и затрубном про­ странстве на одинаковых глубинах, необходимо отметить, что перепады температур между ними увеличиваются от забоя к устью скважины и до­ стигают ощутимых величин 45... 48° С. Делая допущения о концентрич­ ности расположения НКТ в обсадной колонне и зная характер распреде­ ления температурных полей в поперечном сечении скважины [119], можно с определенной степенью точности рассчитать температуру на внутренней поверхности НКТ. Расчетные значения температур представлены в графе 6 табл. 4.2.

4.2.Механизм депарафинизации скважин при их тепловой обработке

Модель, отражающая происходящие процессы в ходе осуществле­

ния промывки скважины горячей нефтью, предложена и разработана

от глубины их отложения (см. табл. 2.11). На устье температура плавления АСПО принята равной 52° С, на глубине 700 м — 59,3° С.

Горизонтальные линии, проведенные через точки пересечения линии плавления парафина с кривыми распределения температуры, делят рассмат­ риваемую модель на зоны, отражающие этапы процесса депарафинизации, осуществленного путем закачки горячей нефти в объеме 16 м3 с темпера­ турой 110° С в затрубное пространство со скоростью 14,5 м3/час.

ВI зоне, при описанном выше режиме тепловой обработки, полное расплавление парафиновой массы возможно лишь до глубины 90 метров. До этой отметки температура потока горячей нефти и температура на стенке труб значительно выше 52° С.

До глубины 290 метров (II зона) происходит отслаивание парафиновых отложений за счет расплавления парафиновых масс на поверхности НКТ, поскольку температура стенки трубы выше температуры плавления АСПО.

Далее идет зона наиболее вероятного срыва парафиновых отложений. Нижнюю границу III зоны определяет температура, при которой наблю­ дается сдвиг парафиновой массы. Точка начала сдвига АСПО с поверхно­ сти металла определена по результатам лабораторных исследований. Ин­ струментальные замеры проведены на адгезиметре конструкции института «ТатНИПИнефть» в диапазоне температур 18... 31° С. Результаты исследо­ ваний показаны на рис. 4.5.

Врезультате проведенных исследований установлено, что напряжение сдвига парафинового блока с металлической пластинки зависит от темпера­ туры поверхности металла практически в прямо пропорциональной зависи­ мости. Прямолинейный участок сохраняется до значения температуры, при которой резко снижаются силы сцепления парафина с поверхностью. Такая температура для исследуемых парафинов лежит в диапазоне 29... 31° С.

Абсолютная величина граничной температуры зависит от компонент­ ного состава парафиновых отложений и времени их старения на поверх­ ности. Для отложений месторождений Удмуртии, в состав которых входит

Рис. 4.5. Зависимость напряжения сдвига АСПО от температуры стальной поверх­ ности (для скважин Киенгопской площади): 1 — старые отложения, скв. 476; 2,3 — свежеотобранные отложения, скв. 771 и скв. 790.

значительное количество тугоплавких углеводородов, значение этой темпе­ ратуры достигает 30° С.

Перенос значения граничной температуры (30° С) на ветвь кривой 2 определяет зону наиболее вероятного срыва парафиновых отложений, кото­ рая для условий Киенгопской площади ограничивается 610 метрами. В этой зоне срыв парафина зависит не только от значения температуры на по­ верхности труб, но и от скорости напора поднимающегося по НКТ потока нефти. Скорость восходящего потока в НКТ, в зависимости от скорости за­ качки теплоносителя, в сравнении со скоростью подъема нефти при работе скважины с различными дебитами, приведена в табл. 4.4.

IV зона, зона ослабленного сцепления парафина с поверхностью трубы, является очень небольшой по простиранию и не превышает 30... 50 метров. Это объясняется скачкообразным повышением сил сцепления отложений в интервале граничных температур.

V зона, начиная от 660 метров и ниже, практически недосягаема для метода тепловой депарафинизации скважин, даже при наиболее тщательном

Таблица 4.4. Скорость подъема жидкости в насосно-компрессорных трубах

его проведении. Однако при соблюдении технологического режима тепло­ вой обработки скважин, достижении напора, обеспечивающего срыв парафиноотложений с поверхности труб, можно достичь ощутимого эффекта удаления парафиноотложений.

Достоверность предложенной модели тепловой депарафинизации под­ тверждена результатами промысловых исследований на скважине №564 Киенгопской площади. На данной скважине во время проведения горячей промывки, наряду с замером температуры в лифтовых трубах, через каж­ дые 15 минут осуществлялся отбор проб нефти на устье скважины. По ре­ зультатам визуального осмотра отобранных проб установлена значительная разница в консистенции жидкости и величине ее вязкости, что может быть объяснено только различным объемным содержанием смолопарафиновых компонентов в нефти. Лабораторное исследование отобранных проб на ро­ тационном вискозиметре «Реотест» позволило подтвердить выше установ­ ленное и провести измерение вязкости при различных скоростях вращения цилиндров прибора. Результаты замеров сведены в табл. 4.5.

Для наглядности по данным табл. 4.5 построен график, рис. 4.6. Характер кривой, отражающей изменение вязкости нефти в процес­

се горячей обработки скважины, соответствует описанному выше процессу отслоения и срыва смолопарафиновых отложений со стенок НКТ. В первые 15 мин с начала горячей промывки идет интенсивное нарастание вязкости нефти на устье скважины за счет лавинообразного отслоения парафиновой