книги / Тепловая депарафинизация скважин

своего максимального значения, как правило, в самом верхнем сечении

НКТ. Характерные профилограммы парафиновых отложений приведены на

рис. 1.1.

Рис. 1.1. Характерные эпюры асфальтосмолопарафиновых отложений в НКТ: 1, 3 —

УЭЦН, скв. 894 и 568; 2, 4, 5 - УСШН, скв. 352, 574, 304.

Сила гидродинамического трения в условиях интенсивного отложения парафина зависит от многих факторов, главными их которых являются: вяз­ кость добываемой среды, длина штанговой колонны и скорость ее движе­ ния в середине хода, отношение приведенных радиусов штанговой колонны и подъемных труб [77,123]

и труб Ят.

Сужение проходного сечения НКТ в значительной мере увеличивает силу гидродинамического трения штанг, поскольку число « т», входящее

в эту формулу, имеет высокий показатель степени —5,49.

Действительно [26, 122], величина -^тр.н, рассчитанная для отдельных

участков НКТ с линейно сужающимся проходным сечением (рис. 1.2 я),

будет изменяться по степенному закону, показанному на рис. 1.26. Харак­ терно, что сужение проходного сечения НКТ на 30... 70% приводит к мно­ гократному росту силы гидродинамического трения.

Суммарная сила трения, действующая по всей длине колонны штанг, определяется интегральной величиной. В условиях образования парафина проходной диаметр НКТ, в случае линейного профиля отложения, меняется

где К —коэффициент, определяемый опытным путем; L — текущая глубина НКТ; LQ — глубина начала отложения парафина.

Полную силу трения F,р-н определяет интеграл выражения ( 1.1), т. е.

Интеграл (1.3) может быть преобразован к виду:

о

где х = RT + K{L - LQ), KdL — dx.

Интегрирование (1.4) в новых переменных позволяет получить окон­ чательное выражение для силы гидродинамического трения при ходе штанг вниз:

а)

Рис. 1.2. Профиль отложения парафина в НКТ (а) и силы гидродинамического тре­

ния при ходе штанговой колонны вниз (б), при ходе вверх (в).

Расчеты, проведенные для труб диаметром 62,5 мм и штанг диаметром 25 мм, показывают, что при росте толщины парафина в НКТ от 0 до 10 мм сила трения FTp н возрастает более чем в 3 раза.

Для хода штанг вверх расчеты показывают, что сила гидродинамиче­ ского трения А р,, по мере отложения парафина, изменяется не столь суще­ ственно. К примеру, при тех же числовых значениях диаметров штанг, труб и толщины парафина сила трения А р, увеличивается примерно в 1,6 раза (рис. 1.2 в). Поэтому изменение величины ^тр.в по глубине НКТ с отло­ жившимся парафином можно с достаточной точностью аппроксимировать линейным законом.

В этом случае для расчета суммарной силы гидродинамического трения по длине штанговой колонны достаточно определить величины FTp.Bв на­ чальной и конечной точках НКТ и по среднеарифметическому их значению рассчитать искомую величину.

Система уравнений (1.6)—(1.9) описывает динамическую модель рабо­ ты штангового насоса с учетом инерционных нагрузок, гидродинамических и полусухих сил трения в подземной части установок. Численное реше­ ние этой системы уравнений позволяет получить расчетную динамограмму нагрузок в точке подвеса штанг и сопоставить ее с практической динамо­ граммой, полученной непосредственно на скважине. Кроме того, система уравнений позволяет получить диаграмму изменения давления в НКТ за период откачки жидкости насосом.

Пример. Рассчитать динамограммы работы УСШН в условиях отсутствия и от­

t 80

ьГ

60

Рис. 1.3. Расчетные динамограммы, полученные с помощью модели для вязкости

жидкости БООмПас в условиях отсутствия (а) и отложения (б) парафина в НКТ.

Динамограмма, полученная для случая отложения парафина, толщи­ ной 0,01 м, приведена на рис. 1.3 6. На рисунке видно, что при сохране­ нии одних и тех же значений вязкости нефти и технологического режима откачки отложение парафина в значительной мере изменяет баланс нагру­ зок на оборудование за счет увеличения амплитуды нагрузок на колонну штанг.

Динамограмма, представленная на рис. 1.3 6, по форме совпадает с практическими динамограммами, полученными на ряде скважин Киенгопской площади.

В табл. 1.1 представлены фактические значения минимальных нагру­ зок на колонну штанг, определенных по динамограммам группы скважин этого месторождения, и расчетные значения, полученные с помощью мо­ дели.

Как видно из табл. 1.1, погрешности в расчетах существуют как в ту, так и в другую сторону, что говорит о возможности расчета нагрузки по приведенной модели.

Таблица 1.1. Сравнение фактических и расчетных значений нагрузок по скважинам Киенгопской площади

Эффективность проведения обработок скважин горячей нефтью

Основным методом очистки НКТ от АСПО на месторождениях Уд­ муртии является тепловой способ депарафинизации —промывка скважин горячей нефтью с помощью агрегатов АДП и пропарка установками ППУ. Ежегодное количество промывок скважин горячей нефтью и обработок па­ ром, проводимых на месторождениях объединения «Удмуртнефть», дости­ гает порядка 12000, рис. 1.4.

На представленных рисунках четко прослеживается общая тенденция последовательного сокращения количества операций тепловой депарафини-

Года

Года Рис. 1.4. Количество горячих промывок (б) и пропарок (а), проводимых на месторо­

ждениях Удмуртнефть: 1 — НКТ и выкидных линий; 2 — только выкидных линий.

зации скважин. Этому способствуют рост текущей обводненности добыва­ емой продукции и увеличение объема применяемых химических реагентов для удаления и предотвращения образования АСПО. В номенклатуру этих реагентов входят растворители и моющие препараты, ингибиторы парафиноотложений и деэмульгаторы, ПАВ.

Объективным показателем, характеризующим интенсивность парафинизации скважин, оборудованных штанговыми насосами, является удельное количество горячих обработок и пропарок, приходящихся на одну действу­ ющую скважину. Численное значение этого показателя отражено в табл. 1.2.

Таблица 1.2. Удельное количество тепловых обработок скважин

В силу ряда причин, объективного и субъективного характера, прове­ дение горячих промывок на некоторой части эксплуатационного фонда не обеспечивает достижение поставленной цели, в результате чего происходит запарафинивание лифтовой колонны и, как следствие, зависание (заклини­ вание) и обрыв штанговой колонны. При этом, в условиях интенсивного парафиноотложения, образование стойких высоковязких эмульсий являет­ ся отягощающим фактором, способствующим преждевременному выходу скважины в подземный ремонт. Частота обрывов штанговой колонны на­ прямую зависит от обоих факторов и может быть отнесена на их счет. Количество подземных ремонтов, связанных с необходимостью удаления АСПО из лифтовой колонны, и ремонтов, проведенных по причине обрыва штанговой колонны, отражено на рис. 1.5.

Отрезок времени между двумя очистками нефтепромыслового обору­ дования от АСПО принято характеризовать величиной межочистного пери­ ода работы скважины (МОП) и выражать в сутках.