книги / Тепловая депарафинизация скважин

2)Использование пресной горячей воды в качестве теплоносителя не на­ рушает технологического режима депарафинизации.

3)В летнее время для депарафинизации скважин замена нефти пресной водой возможна и целесообразна.

6.3.Технология очистки нефтепромыслового оборудования

Технология очистки нефтепромыслового оборудования теплоносителя­ ми на водной основе включает в себя обоснованный выбор и соблюдение следующих факторов, оказывающих управляющее воздействие на процесс:

—состав водного раствора теплоносителя;

—режимные параметры: температура, объем, удельный расход и ин­ тенсивность использования очищающего раствора, продолжительность процесса и его отдельных стадий;

—принцип механической интенсификации процесса;

—технологическая схема очистки;

—конструкционные особенности агрегатов, обеспечивающих закачку теплоносителя.

Выбор и оптимальное использование каждого из управляющих факто­

ров обеспечивает эффективную очистку нефтепромыслового оборудования.

6.3.1. Технологические схемы осуществления тепловых обработок

Технологические схемы очистки глубинно-насосного оборудования от парафиновых отложений условно можно подразделить на две основные группы, отличающиеся друг от друга направлением движения потока неф­ ти. К первой группе следует отнести технологические приемы промывки

скважин, осуществляемые посредством закачки горячей нефти в кольцевое пространство. Ко второй — схемы закачки горячей нефти непосредственно в лифтовую колонну.

Методы прямой промывки скважин

В качестве методов прямой промывки скважин приняты методы, в ко­ торых движение потока горячей нефти в подъемных трубах совпадает с на­ правлением движения добываемых скважинных флюидов.

Основным преимуществом технологических методов данной группы является возможность проведения промывок лифтовой колонны без оста­ новки скважины на период ее обработки. К недостаткам следует отнести потери тепла на нагрев эксплуатационной колонны, окружающей скважи­ ну породы и АСПО в межтрубном пространстве. Помимо этого следует учитывать и тот фактор, что для заполнения межтрубного пространства от устья скважины до динамического уровня требуется значительный расход горячей нефти.

Метод прямой промывки скважин может быть осуществлен с исполь­ зованием двух технологических схем удаления АСПО. По первой схеме (рис. 6.1 а) достигается полная очистка всего комплекса глубинно-насосного оборудования: эксплуатационной колонны, насосной установки и насосно­ компрессорных труб. При этом движение потока горячей нефти происходит через кольцевое пространство — насосную установку — лифтовую колон­ ну —выкидную линию.

Известно несколько разновидностей [12,16,33,82] осуществления основного способа прямой промывки скважин, обеспечивающих повыше­ ние эффективности удаления парафиновых отложений.

По одному из них, способу химической депарафинизации скважин [12], предварительно в затрубное пространство скважины производят закачку уг­ леводородного растворителя в объеме, равном объему спущенной колонны НКТ, и продавку его в трубы горячей нефтью. В процессе продавки про­ исходит нагрев химического реагента, находящегося в колонне НКТ, дви-

Рис. 6.7. Технологические схемы осуществления обработок скважин горячей неф­ тью: а) обычная схема обработки через кольцевое пространство; б) обработка через кольцевое пространство с использованием обратного клапана; в) обработка через лифтовые трубы с использованием перепускного клапана; г) обработка через лиф­ товые трубы с помощью полой штанговой колонны; 1 — подача горячей нефти; 2 — кольцевое пространство; 3 — призабойная зона; 4 — насосная установка; 5 — лифто­ вая колонна; 6 — парафиновые отложения; 7 — выход нефти; 8 — обратный клапан; 9 — перепускной клапан; 10 — полая штанговая колонна.

I вариант (традиционный). Предназначен для удаления АСПО. Порядок проведения. Товарная или сырая нефть в объеме 27 м3 с по­

мощью агрегатов АДП закачивается в затрубное пространство.

II вариант (традиционно-экономичный). Предназначен для удаления АСПО и сокращения расхода нефти.

Порядок проведения. Товарная или сырая нефть объемом 18 м3 с по­ мощью агрегата АДП закачивается в затрубное простраство, после чего агрегатом закачивается горячая вода объемом 9 м3.

III вариант (повышенной эффективности). Предназначен для повы­ шения эффективности удаления АСПО и предотвращения последующего образования агломератов АСПО.

Порядок проведения. Перед проведением горячей промывки в товар­ ную или сырую нефть объемом 27 м3 вводят 0,05... 0,1% ПАВ, тщательно перемешивают и закачивают в затрубное пространство скважины с помо­ щью агрегата АДП.

IV вариант (с ингибированием НКТ). Предназначен для удаления АСПО и увеличения МОП за счет нанесения на внутреннюю поверхность НКТ ингибиторов АСПО.

Порядок проведения. Перед проведением горячей промывки в товар­ ную или сырую нефть объемом 9 м3 вводят 0,05... 0,1% ПАВ, все пере­ мешивают и закачивают в затрубное пространство скважины с помощью агрегата АДП. Затем закачивают 9 м3 горячей товарной или сырой неф­ ти с содержанием ингибитора АСПО 1 ... 5%, продавливают 9 м3 горячей нефтью, выдерживают 30 минут.

Конкретные виды ПАВ и ингибиторов устанавливают по результатам проведения опытно-промышленных работ на каждом месторождении.

Варианты промывок скважин горячей нефтью могут отличаться от предложенных.

Для осуществления горячих промывок скважин используют, как пра­ вило, дегазированную товарную нефть с установок ее подготовки (УПН).

Однако известен способ использования в качестве теплоносителя нефти из выкидной линии обрабатываемых скважин [а. с. №310031].

Известен [86] также способ депарафинизации кустовых скважин и кол­ лекторов сырой нефтью, согласно которому выбирают наиболее дебитную скважину куста и из выкидной линии, соединяющей эту скважину с систе­ мой сбора, перепускают часть добываемой продукции на устьевой нагре­ ватель, после чего производят подачу нагретой нефти в обрабатываемую скважину куста.

Расчет недобора добычи нефти при проведении тепловой обработки

скважины горячей нефтью

Для проведения технологической операции тепловой обработки сква­ жины используется, как правило, обезвоженная товарная нефть. В связи с этим объем реализации добывающим предприятием подготовленной товар­ ной нефти снижается.

Существует несколько мнений по вопросу распределения объема по­ терь при проведении горячих обработок. Одни считают, что в процессе об­ работки лифтовой колонны потери нефти почти не происходят, поскольку горячая промывка производится при работающей скважине. Другие объем используемой для промывки скважины нефти целиком относят к потерям, поскольку она закачивается в скважину и ее необходимо снова добывать. Так или иначе, потери текущей добычи нефти в том или ином виде суще­ ствуют и их необходимо, хотя бы в первом приближении, оценивать.

Потери нефти, или текущий недобор добычи, определяют особенности проведения промывки скважины. Обезвоженная товарная нефть в процессе закачки в скважину смешивается с сырой нефтью и теряет свои товарные качества. При этом в зависимости от пластового давления и приемистости скважины часть нефти неизбежно будет поглощаться пластом из-за созда­ ваемой репрессии на пласт, а сам пласт на это время будет исключен из работы. Помимо этого, для снижения уровня в затрубном пространстве,

заполненного закаченной нефтью, от устья скважины до естественного те­ кущего динамического уровня, потребуется определенное время, в то время как приток сырой нефти из пласта будет ограничен.

Таким образом, недобор нефти (Q) при проведении тепловых обрабо­ ток эксплуатационных скважин определяет уравнение

где Q1 —недобор нефти за время проведения горячей обработки НКТ изза создаваемой репрессии на пласт; Q2 — недобор нефти во время откачки столба жидкости из затрубного пространства от устья скважины до динами­ ческого уровня; Q3 — недобор нефти за счет задавливания части жидкости из скважины в пласт во время проведения горячей обработки.

где q — среднечасовой дебит скважины, т/час; гзак — время закачки горя­ чей нефти в скважину, час. Нормы времени на закачку нефти в скважину отражены в табл. 6.5.

где т0ТК— время откачки нефти от устья скважины до динамического уровня,

где g — приемистость скважины, т/час.

Приемистость скважины устанавливают из уравнения притока [3], при­ веденного к условиям создаваемой репрессии на пласт во время проведения

горячей обработки,