книги / Тепловая депарафинизация скважин
..pdfИсследования, проведенные В.П.Троновым с техническим очищен ным парафином с температурой плавления 54° С и бориславским церези ном с температурой плавления 75° С в диапазоне температур 17... 34° С, показали, что с повышением температуры плавления кристаллического па рафина прочность его отложений и величина силы сцепления с металли ческой поверхностью возрастают. По результатам этих исследований [121] построены зависимости, отраженные на графиках рис. 2.19.
Рис. 2.19. Влияние температуры на напряжение сдвига парафина: 1 — парафин
с tm = 54° С; 2 —церезин с £Пл = 75° С.
Из графиков видно, что во всем диапазоне исследованных температур усилия, необходимые для сдвига церезина, намного выше, чем для сдвига технического парафина. Так, например, при температуре поверхности ме-. талла 20° С усилие сдвига церезина на 70% больше, чем для технического парафина. Поскольку испытываемые поверхности имели одинаковую шеро ховатость (чистоту обработки), разница в превышении напряжения сдвига для церезина может быть обусловлена только различной плотностью упа ковки молекул, формирующих испытывавшиеся поверхности, их модифика цией, молекулярной шероховатостью поверхности и силами взаимодействия с ней.
2.3. Ф изико-хим ические свойства парафинов |
ИЗ |
По характерному расположению графических линий видно также, что с повышением температуры разница в усилиях, необходимых для сдвига церезина и парафина, уменьшается. В связи с этим для уменьшения силы сцепления церезина с металлической поверхностью эксплуатация скважин (ее температурный режим) должна вестись в условиях поддержания макси мально возможной температуры.
На величину силы сцепления промыслового парафина с металличе ской поверхностью существенное влияние оказывают входящие в его со став высокомолекулярные соединения — смолы, асфальтены и остаточное содержание нефтяной фракции. Так, наличие значительного количества ас фальто-смолистых веществ в составе парафиновых отложений на 26... 50% снижает силу их сцепления с поверхностью стали [121]. На рис. 2.20 для различных температурных условий металлической подложки приведена ве личина напряжения сдвига с нее промыслового парафина, отобранного со скважины № 862 Киенгопской площади. В качестве базовых значений при няты результаты исследований с чистым техническим парафином с тем пературой плавления 52° С. Полученные результаты хорошо согласуются с данными других исследователей [121,132].
Рис. 2.20. Зависимость напряжения сдвига парафина от температуры: 1 - чистый
технический парафин; 2 — АСПО со скв. 862 Киенгопской площади.
8 Ф. А. Каменщиков
2.3.3. Растворимость парафинов в нефти
Процесс выпадения парафина представляет собой сложное явление, протекающее во времени и отличающееся необратимостью. Основной осо бенностью необратимости процесса является отличие условий выпадения парафина от условий его растворимости.
Растворимость АСПО зависит от многих факторов, главными из кото рых являются:
—температура нефти;
—плотность нефти;
—температура плавления АСПО.
Влияние температуры на растворимость АСПО в нефтях с различной плотностью отражено на рис. 2.21. Как видно из рисунка, при одной и той же температуре растворения величина растворимости парафиновых отложе ний в нефти с меньшей плотностью значительно превышает растворимость парафинов в нефти с более высокой плотностью, причем, чем выше темпе ратура растворения, тем больше разница в их абсолютных значениях.
Разгазирование сырой нефти, по К. Е. Рестли [142], является вторым по значимости фактором после температуры, оказывающим влияние на раство ряющую способность и выпадение парафина. В процессе разгазирования происходит переход легких компонентов нефти из жидкой фазы в газооб разную, что приводит к уменьшению объема жидкой фазы, увеличению ее плотности и снижению растворяющей способности по отношению к АС ПО, поскольку парафиновые отложения легче растворяются в легких фрак циях нефти, чем в тяжелых. Влияние температуры на растворимость АСПО в нефтях, характеризующихся одними и теми же параметрами, но разгазированными до различной степени плотности [142], показано на рис. 2.22.
Поскольку процесс разгазирования нефти сопровождается одновремен ным изменением температуры и плотности нефти, то и рассмотренное воз-
Рис. 2.21. Влияние температуры на растворимость АСПО в нефти [139]. Плотность нефти: 1 — 829,9 кг/м3; 2 — 881,6 кг/м3.
Рис. 2.22. Влияние температуры на растворимость АСПО в нефти, разгазированной до плотности: 1 — 829,9 кг/м3; 2 — 849,8 кг/м3; 3 — 881,6 кг/м3.
действие этих факторов на растворяющую способность нефти будет сово купным.
Растворимость непосредственно самого парафина в нефти зависит от температуры его плавления и уменьшается с ее увеличением. Поскольку в составе АСПО, образующихся на внутренней поверхности подъемных труб эксплуатационных скважин разных объектов разработки, содержатся парафины с различной температурой плавления, то и растворимость са мих АСПО в нефти будет также неодинаковая. Зависимость растворимости парафина в нефти от температуры его плавления представлена на рис. 2.23.
Рис. 2.23. Растворимость в нефти парафинов с различной температурой плавления:
1-4 соответственно 52,5; 67,2; 73,8; 80,2°С.
Уменьшение растворимости парафинов с увеличением плотности неф
ти обосновано в работе [63].
Гл а в а 3
Прогнозирование интенсивности
парафинообразования в скважинах
Основным критерием и основой увеличения продолжительности без аварийной работы эксплуатационных скважин, в продукции которых отме чается высокое содержание парафина, является, прежде всего, объективная оценка интенсивности запарафинивания нефтепромыслового оборудования и величины МОП.
Самым объективным и надежным способом определения количества отложившегося парафина служит визуальный осмотр поднятых на поверх ность в процессе проведения подземного ремонта НКТ и насосного обору дования.
Вфонтанных скважинах и скважинах, оборудованных УЭЦН, толщина
ипрофиль парафинообразований могут быть установлены непосредствен ными замерами в колонне НКТ с помощью шаблонов и различных авто номных самопишущих устройств. Однако проводить специальные подъемы оборудования не всегда целесообразно, поскольку они связаны с опреде ленными эксплуатационными расходами и потерей добычи нефти, а осуще ствление спуска шаблонов или парафиномеров является довольно трудоем кой операцией и сопряжено с возможностью обрыва скребковой проволоки
изаклиниванием спускаемого оборудования.
Помимо непосредственных методов оценки интенсивности запарафи нивания нефтепромыслового оборудования существуют и косвенные мето ды, обеспечивающие достижение поставленной цели. В каждом конкретном
случае следует опираться на наиболее приемлемый для данного месторо ждения и региона способ оценки, удовлетворяющий получению максималь ного эффекта при минимальных затратах и базирующийся на имеющихся средствах методического обеспечения, аналитического контроля и наличии соответствующего оборудования.
Не следует сбрасывать со счетов и методы прогнозирования интенсив ности парафинообразования, основанные на результатах статистической об работки промыслового материала, и, наконец, методы, основанные просто на опыте промысловой работы.
Для прогнозирования парафинообразования используют достаточно широкий ассортимент методов и способов его осуществления. При этом количество методов, предлагаемых для оценки величины парафиноотложений, постоянно увеличивается, и для того, чтобы разобраться во всем многообразии этих методов и выбрать наиболее оптимальные для своей практической деятельности, необходимо пользоваться той или иной клас сификационной схемой.
Прежде всего, целесообразно распределить методы по достигаемой це
ли.
Все известные методы прогнозирования парафиноотложений можно разделить на две основные группы — методы, направленные на определе ние точки начала отложения парафина в скважине (начало кристаллизации парафина [40]), и методы, определяющие интенсивность (скорость) образо вания АСПО.
Базовой основой для установления глубины начала образования па рафиновых отложений служат физико-химические свойства нефтей и тер модинамические условия их извлечения, а определения скорости роста АСПО — величина межочистного периода работы скважины.
Классификация методов прогнозирования может быть осуществлена и по другим признакам, в частности по видам используемых технологи ческих параметров работы скважины, способам замера и методам расчета
толщины парафиноотложений, методам определения МОП. Некоторые из
этих видов классификационных групп выглядят следующим образом.
1.Методы, базирующиеся на физико-химических свойствах добывае мых нефтей и их термодинамических параметрах [40,90,131]:
—температуре насыщения нефти парафином;
—температуре кристаллизации парафина;
—показателе преломления нефти.
2.Методы, основанные на технологических параметрах работы сква жины [7, 29]:
—на изменении текущего дебита;
—на изменении нагрузки на головку балансира станка-качалки;
—на изменении времени опрессовки колонны НКТ.
3.Методы непосредственного замера толщины АСПО:
—с помощью шаблонов и парафиномеров в колонне НКТ;
—в контрольных катушках, установленных на устье скважины;
—в колонне НКТ при проведении подземного ремонта.
4.Расчетные методы [68].
Методы, приуроченные к подземному ремонту и связанные с бригада ми исследователей, хотя и являются наиболее информативными, не могут быть использованы в повседневной практике, поскольку не дают оператив ной информации о характере запарафинивания и состоянии работающего насосного фонда скважин. С этой точки зрения предпочтительнее анали тические методы, позволяющие держать под постоянным контролем все парафинящиеся скважины.
3.1.Прогнозирование парафинообразования по физико-химическим свойствам нефтей
3.1.1.Прогнозирование глубины отложения АСПО по температуре кристаллизации парафина
Одним из способов прогнозирования глубины отложения парафина
в скважине является метод, основанный на определении глубины нача ла кристаллизации парафина в нефтяном потоке [131]. Метод разработан для условий месторождений западного Туркменистана, однако справедлив и для районов Удмуртии, поскольку по своим физико-химическим характе ристикам нефти Туркменистана близки к нефтям месторождений Удмуртии. Некоторые параметры нефтей Туркменистана имеют следующие значения: плотность нефти до 878 кг/м3, вязкость при 20° С — 36... 56 мПа- с, со держание парафина — 5,8... 9%, асфальтенов — 0,9... 1,5%, смол силикагелевых —9,8... 11%.
Глубину, на которой начинает выделяться твердый парафин, определяет условие Т = Ткр, где Т и Ткр — соответственно температуры нефтяного
потока и начала кристаллизации парафина из нефти.
Глубину начала отложения парафина определяют как |
|
^ОТЛ = ■Т Лтид T h0QB—200m, |
(3-1) |
где /готл — глубина начала отложения АСПО; hK — глубина начала выпа дения парафина; hrm — поправка, учитывающая влияние гидродинамики потока; h0бВ— поправка, учитывающая влияние обводненности продукции скважины; m — обводненность продукции скважины, доли ед.
мл |
|
У |
(3.2) |
hK—М 2а 1 + ( щ + |
|
где М 1} М2, М3, М4 —эмпирические коэффициенты. При у ^ |
2,74 М 2 = |
= 0,395, М2 = 1, М3 = 12,735, М4 = У2; при у > 2,74 М 1 = М3 = М4,
М2 = 0.
(Тзаб |
Ткр) • 7Г • А |
У = |
(3.3) |
|
Г - q C |
где Тзаб —температура на забое скважины; К —коэффициент теплопереда чи, вт/(кгград); Г — геотермальный градиент, град/м; q —дебит скважины по жидкости, кг/с.
К |
1,29 + 0,36 ■q 4- 0,43, |
(3.4) |
Г = |
^заб — Т2о |
(3.5) |
Н’
где Х20 — температура горной породы на глубине 20 м от поверхности, град; Я — глубина забоя скважины, м.
С = га • Св + (1 - т ) • Сн, |
(3.6) |
где С, СВ,С Н—соответственно удельные теплоемкости продукции скважи ны, воды и нефти, дж/(кг • град).
- К |
(3.7) |
|
• С ' |
||
|
Эмпирические поправки hrm и /гобв выведены на основе фактического промыслового материала и составляют
hTm = |
250(9 - |
0,8)2; |
|
(3.8) |
|
|
/ |
4M |
|
(3.9) |
|
ft^ = |
7 0 ( l - m ) |
■ |
|||
|
Подставляя (3.2), (3.8) и (3.9) в уравнение (3.1), получают оконча тельную формулу для расчета прогнозируемой глубины начала отложения АСПО от забоя скважины.
hmn — Mi — 1 + ( Mo + |
мл |
m |
1,5 |
|
+ 250(ç -0,8)2+70 |
—200m. |
|||
- m |
||||
|
1 |
|