книги / Тепловая депарафинизация скважин

os

О

О

о

2

и

О. 1-Г

X

Я

н

3

о .

ю

О

Рис. 1.5. Количество ремонтов, проводимых на месторождениях ОАО «Удмурт­ нефть», связанных с парафиновыми отложениями: 1 —очистка НКТ; 2 — ликвидация обрывов штанговой колонны.

Физическая сущность МОП как параметра, характеризующего интен­ сивность (скорость) образования парафиновых отложений в колонне подъ­ емных труб, определяется количеством дней безаварийной работы добыва­ ющей скважины, в связи с чем прогнозирование этой величины является основой для установления её оптимальных значений.

Диапазон изменения МОП довольно широк и для месторождений Уд­ муртии колеблется от 10 до 100 суток, при этом до 85% величин МОП нахо­ дится внутри этого диапазона [75] и приходится на интервал 20... 50 суток, рис. 1.6, 1.7.

Средний МОП работы скважин ЧутырскоКиенгопского и Мишкинского месторождений составляет 32 ... 41 суток, табл. 1.3.

Таблица 1.4. Распределение фонда скважин НГДУ «Ижевскнефть» по величине МОП

Распределение фонда скважин бывшего НГДУ «Ижевскнефть» по вели­ чине МОП представлено в табл. 1.4, из которой видно, что МОП изменяется довольно в широком диапазоне, однако для большинства месторождений МОП основной массы скважин находится в диапазоне 30... 60 суток. Так, доля скважин на Бегешкинском месторождении с МОП до 60 суток состав­ ляет 64%, а на Мещеряковском —достигает 93,5%. Исключение составляет Гремихинское месторождение, где доля скважин с МОП 60... 90 и более суток превалирует.

На Киенгопском месторождении (рис. 1.6) 80% скважин, обрабатыва­ емых горячей нефтью, имеют МОП до 60 суток, что говорит о высокой интенсивности образования АСПО.

На месторождениях бывшего Игринского НГДУ в год проводилось до 5000 всевозможных операций по предупреждению и удалению парафино­ вых отложений с поверхности глубинно-насосного оборудования.

По данным бывшего НГДУ «Ижевскнефть» на его месторождениях в год проводилось более 4000 горячих промывок, а недобор нефти при проведении обработок скважин достигал 25 тыс.т, табл. 1.5.

Таблица 1.5. Количество горячих обработок скважин в НГДУ «Ижевскнефть»

на 5. . . 10 суток дает возможность добывающим предприятиям увеличить годовую добычу нефти на 15... 20 тыс. т и существенно сократить экс­ плуатационные расходы, связанные с депарафинизацией этого огромного количества парафинящихся скважин.

В процессе проведения горячих обработок скважин находящаяся в ниж­ ней части обсадной колонны вода с повышенным содержанием механиче­ ских примесей задавливается в пласт. В результате этого последующий вы­ ход скважины на режим запаздывает и занимает несколько суток, табл. 1.6.

Проведенные промысловые исследования на 24 скважинах Гремихинского месторождения и Киенгопской площади показали, что в результате горячих промывок дебит большинства скважин увеличивается, однако на 25% скважин наблюдается кратковременное снижение дебита. Дебит 16,6%

скважин перед горячей промывкой вообще равнялся нулю, поскольку лиф­ товая колонна была полностью запарафинена.

Определение максимально возможного МОП работы скважин

При определении максимально возможного МОП работы скважин при­ нято допущение, что существующие технические средства депарафиниза­ ции оборудования горячей нефтью и применяемые на промыслах техноло­ гические режимы тепловой обработки обеспечивают полную очистку НКТ от АСПО. Другими словами, качество очистки оборудования при прове­ дении горячей промывки скважины приравнивается к состоянию чистых новых труб, спускаемых после ввода скважины в эксплуатацию из бурения, или тщательно пропаренных — после проведения подземного ремонта.

За максимально возможный эффект принят отрезок времени между спуском новых труб в скважину из бурения и первой операцией по депа­ рафинизации скважины или выхода ее в ремонт по причине запарафинивания, а за МОП — усредненный период между двумя промывками. При этом эффективность процесса депарафинизации скважин принята по ве­ личине отношения фактического МОП к максимально возможному. От­ слеживание максимально возможного МОП осуществлено по характеру работы 48 скважин ЧутырскоКиенгопского месторождения, введенных в эксплуатацию сразу после бурения. По результатам обработки стати­ стического материала, с учетом отбраковки некорректных данных, вели­ чина максимально возможного МОП по данной группе скважин составила 65 суток.

Для сопоставления полученного максимального значения МОП с ре­ ально достигаемым на месторождении МОП проанализирована работа еще 51 скважины этого же месторождения и определен средний МОП между двумя смежными обработками. Фактический МОП оказался равным 35 сут­ кам, что составляет всего 54% от максимально возможного. Полученные промысловые материалы указывают:

Таблица 1.6. Влияние горячих промывок на дебит скважин после обработки

—на косвенный показатель уровня организации тепловых обработок и ка­ чество их проведения;

—наличие потенциальной возможности улучшения эффективности про­ ведения горячих обработок скважин.

Достигнутый МОП работы скважин, введенных из бурения с новыми

НКТ, отражен в табл. 1.7.

Таблица 1.7. МОП работы скважин, введенных из бурения с новыми НКТ

Как видно из таблицы, потенциальные возможности увеличения МОП работы скважин существуют.

Величина МОП при работе скважин после очистки НКТ в процессе проведения подземного ремонта отражена в табл. 1.8.

Полученные результаты свидетельствуют о недостаточно качественной очистке труб в процессе проведения подземных ремонтов.

В целом, рассматривая операцию депарафинизации скважин как недо­ статочно эффективную, следует, наверное, иметь в виду, что фактический коэффициент максимально возможного МОП будет, примерно на 10%, мень­ ше установленного, поскольку реальные физико-химические свойства до-

Таблица 1.8. МОП работы скважин, очистка НКТ которых осуществлена в процессе проведения подземного ремонта

бываемых нефтей, индивидуальные особенности АСПО и их растворимость

вгорячей нефти по отдельным участкам отличаются от средних значений по месторождению.

Для определения характера растворимости парафиновых отложений при повышенных (45° С) температурах проведены лабораторные иссле­ дования с промысловым парафином, отобранным со скважин различ­ ных месторождений. В качестве контрольного показателя рассматрива­ емого процесса параллельно исследовалась растворимость этих же па­ рафинов в органическом растворителе. За основу базового растворителя была принята композиция легкой пиролизной смолы и гексановой фракции

всоотношении 1 : 1. Результаты исследований представлены на рис. 1.8 и 1.9.

Проведенные исследования показали, что при одних и тех же темпе­ ратурных условиях растворимость промыслового парафина зависит от его принадлежности к тому или иному разрабатываемому объекту. Для иссле­ дованных объектов растворимость АСПО увеличивается в следующей по­ следовательности: Cob (Киенгопская пл.) —> СгЬ (Чутырская пл.) —> C1V2

(Мишкинское м.) —» СгЬ (Мишкинское м.) —> Cito (Мишкинское м.) —*