Обработка горячей нефтью

Технология применения теплоносителя предусматривает нагрев жидкости в специальных нагревателях (котельных установках передвижного типа) и подачу ее в скважину способом прямой или обратной промывки (Рисунок 2.12). Обратная промывка более предпочтительна, так как при этом исключено образование парафиновых пробок, часто возникающих при прямой промывке. При этом парафин расплавляется и выносится потоком из скважины по НКТ.

Таблица 2.3 - Депарафинизация скважин на Суторминском месторождении

Рисунок 2.12 - Схема расстановки спец. техники при промывке скважины горячей нефтью

Исследования по определению эффективности промывки скважин с помощью АДП

В ТПДН «Суторминскнефть» были проведены эксперименты по определению теплового эффекта при проведении АДП. На скважине 3056 куст 160 при непрерывной закачке горячей нефти с расходом 14 м³/сут производился, с помощью партии геофизики, замер температуры по стволу скважины. Изменение температуры внутри колонны НКТ при промывке 30м³, 60м³ горячей нефти относительно фоновой температуры представлено на рисунке 2.13.

Рисунок 2.13 - Сравнение фоновой температуры в скважине 3056 160 куста до и после промывки 30м³ и 60м³ горячей нефти.

Повышение температуры до температуры плавления парафина происходит в интервале от 0 до 80м при 30м³ промывки, 0 -180м при 60м³ промывки горячей нефтью. Необходимо отметить, что данный интервал увеличивается, если во время промывки производить остановку закачки на 5-10 минут, данный факт обусловлен тем, что разность температур в затрубном пространстве и в НКТ в интервале 0 -80м составляет 20 °С при движении жидкости в НКТ, а при остановке циркуляции происходит выравнивание температур в НКТ и затрубном пространстве (180 - 300м при циркуляции температура внутри НКТ 49С - 25, 3°С соответственно, при остановке получим 75С-40С соответственно).

В интервале 300 -1000м нагрев НКТ составил 6°С -10°С от начальной температуры до промывки, а начиная с 1000м происходит уже охлаждение НКТ относительно начальной температуры. С остановкой циркуляции в данном интервале повышения температур не наблюдается.

Дальнейшее увеличение объема промывки более 60м³, незначительно поднимет температуру в интервале 300-600м на каждые 10м³ горячей нефти 2-3°С. Уменьшение скорости подъема жидкости в НКТ не целесообразно, в связи с возможностью образования парафиновых пробок и повышение давлений промывки, оптимальный расход составил 14-16 м³/час.

При рассмотрении ситуаций при промывке скважин с профилактической целью отмечается следующее: начиная с 10-12м³ объема прокачанной горячей нефти, происходит подклинивание колонны штанг, резкое повышение давления на выходе с АДП. Для определения причин были выполнены промывки холодной нефтью на скважинах с МОП, подошедших ко времени следующей промывки горячей нефтью (предыдущие обработки Р_нач -120атм, Р_кон - 80атм), давления составили соответственно: Р_нач-50атм, Р_кон - 80атм. Данное явление можно объяснить следующим.

При закачке на скважинах с динамическим уровнем более 100м, происходит следующее: до начала циркуляции закачиваемой нефти (расход 16м³/час) горячая нефть, расплавляя АСПО в НКТ, заполняет затрубное пространство,

расплавленные АСПО, стекая по НКТ и охлаждаясь в интервале низких температур, образуют парафиновую пробку, т.к. мощности потока жидкости при работающем насосе УШГН не достаточно для выноса расплавленного парафина (расход НВ-32 -0, 33м³/час). Во время начала циркуляции из-за парафиновой пробки, получаем давления более 120атм.

С целью определения растворимости асфальтенов, смол и парафина при проведении АДП проведены исследования АСПО до, и после прокачки горячей нефтью. Пробы отбирались со штанг до АДП и с НКТ после промывки. Как показал анализ проб, если содержание асфальтенов, смол и парафина взять за 100%, то процентное содержание асфальтенов остается на одном уровне, смол увеличивается, а парафина уменьшается (рисунок 2.14). Таким образом, основной вынос происходит за счет парафина.

Рисунок 2.14 – Диаграмма анализа АДП до и после

Вывод:

При промывке скважины с уровнем жидкости в затрубном пространстве более 100м необходимо предварительное заполнение затрубного пространства до устья холодной нефтью, а затем нагрев закачиваемой нефти до температуры промывки, с целью предотвращения высоких начальных давлений.

Увеличение объема промывки свыше 60м³ результата не дает, так как увеличение температуры по стволу будет незначительное.

Большая часть тепла расходуется в начале промывки на прогрев фонтанной арматуры, ствола скважины в интервале 0Анализ -100м.

Внедрить следующую технологию проведения горячей промывки, который заключается в следующем: после начала циркуляции горячей нефти через насос, производить периодическую остановку через 15-20 минут закачки горячей нефти на 30-40 секунд с целью отогрева НКТ до температуры плавления АСПО, тем самым увеличим глубину плавления АСПО до 300 м.

Необходимо увеличить рабочую температуру до 130°С-140°С на УСШН и применяя вышеизложенную технологию можно увеличить глубину плавления АСПО до 400 м.

В ТПДН 179 скважин имеют межочистной период меньше 60 суток, что составляет 11% от всего парафинящегося фонда. За 2004г на сильно парафинищемся фонде произведено 1182 промывки с помощью АДП, а это 30% процентов от всех проведенных промывок.

При выборе метода предупреждения или профилактического удаления отложений АСП следует учитывать, что эффективность метода зависит от способа добычи, а так же от состава и свойства добываемой продукции. Следует отметить и то, что при выборе способа обработки скважины необходимо учитывать такие основные параметры как: интервал возможного парафинообразования и интенсивность выделения твёрдой фазы на стенках скважинного оборудования.

Однако данный способ борьбы с АСПО имеет такую характерную особенность, как большие тепловые потери в окружающие скважину горные породы в начале закачки, особенно в районе залегания пород вечной мерзлоты. За счет потери температуры потока расплавление АСПО происходит до небольшой глубины, а эффект от промывки получается вследствие выноса верхнего рыхлого слоя парафина.