книги / Тепловая депарафинизация скважин
..pdf2)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.
жущейся противотоком в затрубном пространстве горячей нефтью. За счет этого обеспечивается значительное повышение растворяющей способности углеводородного растворителя и скорости растворения АСПО. При этом не обязательно температуру растворителя поднимать до температуры плав ления парафина, поскольку повышение температуры только с 20 до 40°С обеспечивает увеличение растворяющей способности реагента в 3 . . . 4 раза.
По другому способу [16] для обеспечения ускоренного выхода скважи ны на режим и вовлечения пласта в работу в конце прокачки объем горячей нефти в затрубном пространстве оттесняют газообразной средой до дина мического уровня.
По второй схеме (рис. 6.76) прокачку нефти производят через обратный клапан, установленный ниже границы начала отложения АСПО, непосред ственно в насосно-компрессорных трубах. За счет этого достигают сокраще ние объемов и времени прокачки горячей нефти и уменьшение количества тепловых потерь. Эффективность промывки скважины в этом случае цели ком и полностью зависит от конструктивных особенностей и надежности работы обратного клапана.
В качестве обратного клапана может быть использовано, например, скважинное клапанное устройство для промывки НКТ от АСПО [83].
Клапанное устройство состоит из патрубка 1 с проходным каналом 2, сообщающимся с насосно-компрессорными трубами 3. Корпус клапана 4 имеет верхнее 6 и нижнее 7 отверстия и радиальные каналы 5. В хво стовике 8 размещен подпружиненный затвор 10. Общий вид клапанного устройства приведен на рис. 6.8.
Скважинное клапанное устройство устанавливают в составе колонны НКТ приблизительно на 50 м ниже предполагаемого интервала отложений. Рабочий агент закачивается через затрубное пространство скважины, про ходит через радиальные каналы корпуса 5 в полость клапана, далее через радиальные каналы штока 12, подпружиненный затвор 10 и хвостовик 8, по сле чего проходит равнопроходной канал 2 патрубка 1 и поступает в НКТ 3.
15 Ф. А. Каменщиков
Рис. 6.8. Клапанное устройство для промывки НКТ: а) общий вид; б) хво стовик; 1 — патрубок; 2 — равнопро ходной канал; 3 — НКТ; 4 — корпус клапана; 5 — радиальные каналы; 6,
7 — верхнее и нижнее осевые отвер стия; 8 — хвостовик; 9 — канал хвосто вика; 10 — подпружиненный затвор; 11 — полый шток; 12 — радиальные каналы; 13 — ловильная головка.
Методы обратной промывки скважин
Методы обратной промывки сква жин являются наиболее предпочти тельными, поскольку закачка горячей нефти непосредственно в насосно компрессорные трубы обеспечивает ее прямой контакт с парафиновыми отло жениями, находящимися на внутрен ней поверхности труб.
По одному из вариантов (рис. 6.7 в)
закачку горячей нефти производят
вНКТ и далее через перепускной кла пан, межтрубное пространство в вы кидную линию. При необходимости нефть совместно с АСПО собирают
всборную емкость. Однако, данная схема промывки скважины не исклю чает повторного выпадения парафина из нефти и оседания его в межтрубном пространстве.
По другому варианту (рис. 6.7 г)
в качестве штанговой колонны могут
быть рекомендованы полые штанги, через которые происходит непосред ственная промывка и очистка НКТ от АСПО.
Варианты осуществления горячих промывок
Варианты осуществления горячих промывок приводятся на примере обработки скважины 27 м3 горячей нефтью.
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
Q = Qi +Q2 +Q3 , |
(6.1) |
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.
Q \ — Я ' Тзак5 |
(6.2) |
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.
Q 2 ~ Я ‘ Тотю |
(6.3) |
где т0ТК— время откачки нефти от устья скважины до динамического уровня,
час. |
|
<Рз = 9 • Тзак, |
(6.4) |
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,
9 = Кп• Д.Рреп—Кп•(Рзаб.р —’-frui.)i |
|
(6.5) |
где К п — коэффициент продуктивности, т/час атм.; Рзаб.р |
—забойное дав |
|
ление во время репрессии на пласт, атм; Рпл — пластовое давление, |
атм.; |
|
ДРреп — репрессия на пласт во время проведения горячей обработки, |
атм. |
Величину забойного давления во время проведения горячей обработки находят из выражения
Р*аб.р—0,1 Н • р -Рзак |
(6.6) |
где Н — средняя глубина скважины, м; р — плотность нефти, т/м3; Рзак. —
среднее давление закачки горячей нефти, атм.
Коэффициент продуктивности определяют из выражения
= Я = |
я |
(6.7) |
|
АР |
Рпл-Ртб |
||
|
Таблица 6.5. Нормы времени на закачку нефти в скважину
Норма Виды работ времени, Обоснование
мин
1 Подготовительные работы перед промывкой сква жины
1.1.Отсоединить гибкий шланг от первой автоцистерны
1.2.Отогнать первую цистерну и установить вторую
1.3.Подсоединить гибкий шланг ко второй цистерне
Итого по п.1 |
для V = 18 |
м3 |
|
|
V = |
27 |
м3 |
|
V = |
36 |
м3 |
2.Норма времени на закачку нефти в скважину
для V = 1 м3
|
II I—1 0 0 |
2со |
|
V = 27 и3 |
|
|
V = 36 м3 |
|
Всего по пп. 1-2 |
для V = 18 |
м3 |
|
V = 27 |
ы3 |
|
V = 36 м3 |
|
Единые |
нормы |
|
|
времени |
на |
ка |
3 |
питальный |
ре |
|
3 |
монт. М., 1987 г. |
||
3 |
|
|
|
9 |
|
|
|
18 |
|
|
|
27 |
|
|
|
5,6 |
|
|
|
100,8 |
|
|
|
151,2 |
|
|
|
201,6 |
|
|
|
109,8 |
1,83 час |
|
|
169,2 |
2,82 час |
|
|
228,6 |
3,81 час |
|
Примечание: нормы времени на подготовительные работы, проводи
мые перед закачкой горячей нефти в скважину, во время которых скважина
работает, не учитываются.
|
Средний дебит |
Средняя |
Средний ди |
Пластовое |
Забойное |
Среднее давление |
Плотность |
Месторождение, |
скважины по |
глубина |
намический |
давление, |
давление, |
закачки горячей |
нефти, |
объект |
нефти, т/сут |
скважины, м |
уровень, м |
атм. |
атм. |
нефти, атм. |
т/м3 |
|
Ч |
Я |
Я д |
Рпп |
Рш6 |
Я з а к |
р |
Киенгопская пл. |
|
|
|
|
|
|
|
С2Ь |
2,6 |
1250 |
580 |
125 |
72 |
80 |
0 ,894 |
Citc2p |
2,9 |
1530 |
461 |
154 |
109 |
80 |
0,911 |
C2mïr |
1,8 |
1200 |
665 |
112 |
56 |
80 |
0 ,8 8 9 |
Гремихинское |
|
|
|
|
|
|
|
С2Ь |
3,1 |
1100 |
575 |
109 |
57 |
80 |
0,923 |
Civ2 |
4 ,8 |
1380 |
496 |
123 |
72 |
80 |
0,903 |
Cam? |
1,5 |
1100 |
723 |
91 |
38 |
80 |
0,913 |
Бегешкинское |
|
|
|
|
|
|
|
C2mïr |
2,9 |
1200 |
595 |
115 |
57 |
80 |
0 ,863 |
Лудошурское |
|
|
|
|
|
|
|
С2Ь |
5,9 |
1250 |
571 |
126 |
67 |
80 |
0 ,9 0 7 |
Civ2b |
5 ,7 |
1500 |
638 |
149 |
82 |
80 |
0 ,9 0 7 |
Ю-Киенгопское |
|
|
|
|
|
|
|
C2mïr |
6,4 |
1230 |
693 |
106 |
49 |
80 |
0 ,853 |
С2Ь |
1,0 |
1250 |
906 |
80 |
34 |
80 |
0,853 |
Citc2p |
2,0. |
1300 |
844 |
130 |
71 |
80 |
0 ,8 3 7 |
оборудования говолос ы мротепнеф очистки ехнология Т .3.6