Способ депарафинизации нефтедобывающей скважины

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к способам борьбы с асфальтено-смоло-парафиновыми отложениями при добыче парафинистой нефти. Способ депарафинизации нефтедобывающей скважины включает создание в зоне отложения парафина температуры, превышающей температуру плавления парафина, путем закачки в скважину взаимодействующих с выделением тепла компонентов, вынос продуктов реакции и расплавленного парафина из насосно-компрессорных труб. Предварительно строят кривые распределения температуры скважинного потока в интервалах эксплуатационной колонны от забоя до приема насоса и колонны насосно-компрессорных труб от насоса до устья с учетом определения температуры жидкости на выкиде насоса, кривые распределения давления в скважине в указанных выше интервалах и кривые распределения температуры насыщения нефти парафином в скважине с учетом изменения давления в скважине и газосодержания нефти в процессе подъема газожидкостной смеси согласно формуле: t_нi=t_нд+A₁·P_i/P_нас-A₂Г_i/Г₀, где t_нi - температура насыщения нефти парафином в скважине; t_нд - температура насыщения дегазированной нефти; P_i - ряд последовательных значений давления в заданном интервале, МПа; P_нас - давление насыщения нефти газом; Г_i - газонасыщенность нефти при соответствующих значениях давления P_i и температуре T_i, м³/м³; Г₀ - газосодержание нефти при давлении P_нас; A₁ и A₂ - корреляционные коэффициенты, зависящие от состава и свойств нефти. По построенным кривым распределения в точке пересечения температуры скважинного потока и температуры насыщения нефти парафином определяют глубину и термодинамические условия интенсивной парафинизации в скважине. Далее с учетом определяемых условий подбирают количество и концентрацию компонентов для выноса расплавленного парафина. Технический результат - повышение эффективности борьбы с асфальтено-смоло-парафиновыми отложениями. 1 ил., 1 табл.

 

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к способам борьбы с асфальтено-смоло-парафиновыми отложениями при добыче парафинистой нефти.

Известен способ удаления парафиновых отложений со стенок насосно-компрессорных труб, включающий установку ультразвукового преобразователя и возбуждение колебаний. Ультразвуковой преобразователь устанавливают в зоне наибольших толщин отложений парафина на стенках насосно-компрессорных труб, определяют собственную частоту радиально и радиально-изгибных мод колебаний насосно-компрессорных труб, заполненных нефтью с парафиновыми отложениями, и возбуждают в ней резонансные колебания на этих частотах, при этом интенсивность виброобработки поддерживают до отслаивания парафиновых отложений и растворения их в нефти [патент РФ №2106480 от 10.03.98 г., кл. Е21В 37/00].

Недостатком известного способа является то, что он не позволяет полностью удалять смолопарафиновые отложения со стенок насосно-компрессорных труб вследствие того, что ультразвуковой преобразователь устанавливается на средней глубине кристаллизации парафина в скважине, независимо от технологического режима работы скважины, особенностей добываемой продукции и т.д.

Наиболее близким к заявляемому изобретению по совокупности существенных признаков является способ депарафинизации скважин, включающий создание в зоне отложения парафина температуры, превышающей температуру плавления парафина, путем закачки в скважину взаимодействующих с выделением тепла компонентов и вынос продуктов реакции и расплавленного парафина из насосно-компрессорных труб. В качестве взаимодействующих компонентов в скважину последовательно закачивают чередующиеся порции водного раствора диэтиламина и водного раствора соляной кислоты при соотношении объемов 1:2 и суммарном объеме двух последовательных порций, равном половине объема пространства, по которому в скважину закачивают компоненты [патент РФ №2100576 от 27.12.97 г., кл. Е21В 37/06]. Данный способ принят в качестве прототипа.

Признаки прототипа, совпадающие с существенными признаками заявляемого изобретения, - создание в зоне отложения парафина температуры, превышающей температуру плавления парафина, путем закачки в скважину взаимодействующих с выделением тепла компонентов; вынос продуктов реакции и расплавленного парафина из насосно-компрессорных труб.

Недостатком известного способа, принятого за прототип, является то, что он не обеспечивает полное удаление смолопарафиновых отложений на всем интервале глубин парафинообразования в скважине вследствие того, что температура закачиваемого состава на фактической глубине образования парафиновых отложений не достигает температуры плавления парафина.

Задачей изобретения является повышение эффективности способа депарафинизации нефтедобывающей скважины.

Поставленная задача была решена за счет того, что в известном способе депарафинизации нефтедобывающей скважины, включающем создание в зоне отложения парафина температуры, превышающей температуру плавления парафина, путем закачки в скважину взаимодействующих с выделением тепла компонентов, вынос продуктов реакции и расплавленного парафина из насосно-компрессорных труб, предварительно строят кривые распределения температуры скважинного потока в интервалах эксплуатационной колонны от забоя до приема насоса и колонны насосно-компрессорных труб от насоса до устья с учетом определения температуры жидкости на выкиде насоса, кривые распределения давления в скважине в указанных выше интервалах и кривые распределения температуры насыщения нефти парафином в скважине с учетом изменения давления в скважине и газосодержания нефти в процессе подъема газожидкостной смеси согласно формуле:

$$t_{нi}=t_{нд}+{А}_1\cdot \frac{{Р}_i}{{Р}_{нас}}-{А}_2\frac{{Г}_i}{{Г}_0}$$ ,

где t_нi - температура насыщения нефти парафином в скважине;

t_нд - температура насыщения дегазированной нефти;

Р_i - ряд последовательных значений давления в заданном интервале, МПа;

Р_нас - давление насыщения нефти газом;

Г_i - газонасыщенность нефти при соответствующих значениях давления Р_i и температуре Т_i, м³/м³;

Г₀ - газосодержание нефти при давлении Р_нас;

А₁ и А₂ - корреляционные коэффициенты, зависящие от состава и свойств нефти,

по построенным кривым распределения в точке пересечения температуры скважинного потока и температуры насыщения нефти парафином определяют глубину и темодинамические условия интенсивной парафинизации в скважине, далее с учетом определяемых условий подбирают количество и концентрацию компонентов для выноса расплавленного парафина.

Признаки заявляемого технического решения, отличительные от решения по прототипу, - предварительно строят кривые распределения температуры скважинного потока в интервалах эксплуатационной колонны от забоя до приема насоса и колонны насосно-компрессорных труб от насоса до устья с учетом определения температуры жидкости на выкиде насоса, кривые распределения давления в скважине в указанных выше интервалах и кривые распределения температуры насыщения нефти парафином в скважине с учетом изменения давления в скважине и газосодержания нефти в процессе подъема газожидкостной смеси согласно вышеприведенной формулы; определяют по построенным кривым распределения в точке пересечения температуры скважинного потока и температуры насыщения нефти парафином глубину и темодинамические условия интенсивной парафинизации в скважине; подбирают количество и концентрацию компонентов для выноса расплавленного парафина с учетом определяемых условий.

Определение глубины и фактических термодинамических условий интенсивной парафинизации в скважине по кривым распределения температуры скважинного потока, давления в скважине и температуры насыщения нефти парафином в скважине позволит повысить эффективность способа депарафинизации нефтедобывающей скважины за счет использования закачиваемых компонентов в меньших количествах и меньших концентрациях.

На чертеже показаны кривые распределения для определения глубины и термодинамических условий интенсивной парафинизации.

Способ депарафинизации нефтедобывающей скважины осуществляется в следующей последовательности.

Предварительно определяют глубину образования парафиновых отложений в скважине, для чего по технологической и геологической документации получают следующие исходные данные по скважине и продуктивному пласту:

- глубину скважины Н_скв, м;

- пластовую температуру Т_пл, К;

- температуру нейтрального слоя Т_нс, К;

- плотность пластовой (ρ_пл) и дегазированной (ρ_нд) нефти, кг/м³;

- динамическую вязкость пластовой (µ_пл) и дегазированной (µ_нд) нефти, Па·с;

- давление насыщения нефти газом Р_нас, МПа;

- газосодержание пластовой нефти (газовый фактор) Г_нпл, м³/м³;

- плотность газа, выделяющегося из нефти при однократном разгазировании при нормальных условиях ρ_г0, кг/м³;

- молярные доли азота и метана в газе однократного разгазирования (у_а и у_м), доли. ед.;

- плотность попутно добываемой воды при стандартных условиях ρ_в, кг/м³;

- содержание растворенных в воде солей С, г/л;

- дебит скважины по жидкости объемный (в стандартных условиях) О_ж, м³/сут;

- дебит скважины по жидкости массовый Q_м, т/сут;

- объемную обводненность жидкости (в стандартных условиях) β_в, д.е.;

- давление на устье скважины Р_у, МПа;

- забойное давление Р_заб, МПа;

- глубину подвески насоса Н_нас, м;

- потребляемую электродвигателем мощность N_пэд, кВт;

- угол отклонения скважины от вертикали α, град;

- внутренний диаметр насосно-компрессорных труб (НКТ) d_вн, м;

- внутренний диаметр эксплуатационной колонны D_эк, м.

Затем по полученным исходным данным строятся кривые распределения температуры скважинного потока, распределения давления в скважине, распределения температуры насыщения нефти парафином в скважине.

1. Расчет и построение кривой распределения температуры скважинного потока

При известной пластовой температуре Т_пл вычисляется температура Т(Н_нас) на глубине Н_нас:

$$Т({Н}_{нас})={Т}_{пл}-{\omega }_{п}\cdot ({Н}_{скв}-{Н}_{нас}),(1)$$

где ω_п - температурный градиент потока, °С/м.

Температура жидкости на устье скважины определяется по формуле:

$${Т}_{у}=Т({Н}_{нас})-{\omega }_{п}\cdot {Н}_{нас}(2)$$

Также учитывается повышение температуры потока жидкости на выкиде насоса Δt, с помощью температурного режима погружного агрегата в целом, можно рассчитать по следующей формуле:

$$\Delta t_{УЭЦН}=\frac{24\cdot \alpha \cdot (N_{пд}-N_{пол.н.})}{c_{ж}\cdot {\rho }_{ж}\cdot Q_{жст}}(3)$$

$${с}_{ж}={с}_{н}\cdot (1-{\beta }_{в})+{с}_{в}\cdot {\beta }_{в},(4)$$

где α - коэффициент, равный 860 ккал/(кВт·ч);

с_ж - удельная теплоемкость продукции, ккал/(кг·°С);

с_н, с_в - соответственно удельная теплоемкость нефти (с_н≈2100 Дж/(кг·°C)) и воды (с_в≈4182 Дж/(кг·°C));

ρ_ж - плотность продукции скважины, кг/м³;

N_пол.н. - полезная мощность насоса, кВт.

С учетом определения температуры жидкости на выкиде насоса строится кривая распределения температуры потока в скважине по точкам, соответствующим температуре на устье, температуре на забое и температуре на глубине подвески насоса.

2. Расчет и построение кривой распределения давления в скважине

Для расчета кривых распределения давления потока используется метод Ф. Поэтмана - П. Карпентера. В основу метода положено уравнение энергетического баланса для потока газожидкостной смеси гомогенной модели. В соответствии с этим методом область изменения давления в заданном интервале разбивается на отдельные интервалы с определенным шагом (например, ΔР=0,5 МПа). Затем с учетом разгазирования нефти в процессе подъема жидкости в скважине определяют плотность газожидкостной смеси, как отношение массы этой смеси к ее объему, для соответствующих термодинамических условий, т.е. давления и температуры:

$${\rho }_{сми}=M_{см}/V_{см}(5)$$

После определения плотности газожидкостной смеси, рассчитывают корреляционный коэффициент необратимых потерь давления по формуле:

$$f={10}^{\mathrm{19,66}\cdot \left(1+\log \left(\frac{\mathrm{0,99}\cdot {10}^{-5}\cdot Q_{ж}\cdot (1-{\beta }_{в})\cdot M_{см}}{d_{вн}}\right)\right)}{}^{-\mathrm{0,25}}-\mathrm{17,713}(6)$$

С учетом корреляционного коэффициента рассчитывается полный градиент давления в точках с заданным давлением:

для давления, меньше, чем Р_нас:

$$\frac{dР}{dН}={\rho }_{сми}\cdot g\cdot {10}^{-6}\cdot \cos \alpha +\frac{[f\cdot Q_{ж}^2\cdot {(1-{\beta }_{Е})}^2\cdot M_{см}^2]}{\mathrm{2,3024}\cdot {10}^{15}\cdot {\rho }_{сми}\cdot d_{вн}^5}(7)$$

для давления в сечениях, где Р≥Р_нас, МПа/м:

$$\frac{dР}{dН}={\rho }_{сми}\cdot g\cdot {10}^{-6}\cdot \cos \alpha +\frac{\lambda \cdot {\omega }_{жпр}^2\cdot {\rho }_{ж}\cdot {10}^{-6}}{2\cdot d_{вн}}(8)$$

Определив полный градиент давления, рассчитывают распределение давления на участках, где происходит течение газожидкостного потока:

$$Нi={\displaystyle {\int }_{{Р}_{у}}^{{Р}_{нкт}}\frac{dН}{dР}=\frac{{Р}_{нас}-{Р}_{у}}{N}}\cdot \left(\frac{{\left(\frac{dН}{dР}\right)}_{у}+{\left(\frac{dН}{dР}\right)}_i}{2}+{\left(\frac{dН}{dР}\right)}_1+{\left(\frac{dН}{dР}\right)}_2+\dots +\left({\frac{dН}{dР}}_{i-1}\right)\right)={\displaystyle \sum _{i=1}^N\Delta {Н}_i}(9)$$

Рассчитав длины участков H_i, соответствующих заданным Р_i, по полученным точкам строится кривая распределения давления в скважине P=f(H).

3. Расчет и построение кривой изменения температуры насыщения нефти парафином в скважине

Построение кривой проводят по формуле (10) при известной температуре насыщения дегазированной нефти, путем расчета температуры для соответствующего интервала давлений, в котором было построено распределение давления в скважине.

$$t_{нi}=t_{нд}+{А}_1\cdot \frac{{Р}_i}{{Р}_{нас}}-{А}_2\frac{{Г}_i}{{Г}_0}(10)$$

где t_нi - температура насыщения нефти парафином в скважине;

t_нд - температура насыщения дегазированной нефти;

Р_i - ряд последовательных значений давления в заданном интервале, МПа;

Р_нас - давление насыщения нефти газом;

Г_i - газонасыщенность нефти при соответствующих значениях давления Р_i и температуре Т_i, м³/м³;

Г₀ - газосодержание нефти при давлении Р_нас;

А₁ и А₂ - корреляционные коэффициенты.

Значения t_нд и корреляционных коэффициентов А₁ и А₂ определяются для условий месторождения с учетом состава и свойств нефти.

После построения кривых распределения давления, температуры потока, температуры насыщения нефти парафином в скважине, определяют глубину и термодинамические условия образования парафиновых отложений в скважине. Выделение из нефти твердых асфальтено-смоло-парафиновых веществ начинается при снижении температуры потока до температуры насыщения нефти парафином, поэтому глубина начала интенсивного образования отложения соответствует пересечению кривых распределения температуры потока и температуры насыщения нефти парафином в скважине.

Далее с учетом определенных глубины и термодинамических условий образования парафиновых отложений в скважине подбирают количество и концентрацию компонентов для выноса продуктов реакции и расплавленного парафина из насосно-компрессорных труб. В зоне отложения парафина создают температуру, превышающую температуру плавления парафина. Для этого закачивают через затрубное пространство скважины взаимодействующие с выделением тепла компоненты, например, водный раствор диэтиламина и водный раствор соляной кислоты. При поочередной прокачке порций водных растворов диэтиламина и соляной кислоты, их смешение происходит вблизи отложений парафина и в результате экзотермической химической реакции между ними выделяется теплота, что приводит к расплавлению и выносу парафиновых отложений потоком закачиваемой и добываемой жидкости.

Пример конкретного выполнения способа

Предлагаемый способ прошел апробацию на скважинах ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ». Результаты внедрения способа на промысле приведены в таблице. В таблице приведено сопоставление количества промывок и подземных ремонтов на скважинах ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» до и после внедрения способа.

Таблица
Результаты внедрения способа на промысле
	Кол-во промывок за год	Кол-во подземных ремонтов за год
Кол-во скважин
	до внедрения	после внедрения	до внедрения	после внедрения
10	61	11	40	3

Таким образом, использование предлагаемого способа повышает эффективность борьбы с асфальтено-смоло-парафиновыми отложениями и снижает трудоемкость.

Способ депарафинизации нефтедобывающей скважины, включающий создание в зоне отложения парафина температуры, превышающей температуру плавления парафина путем закачки в скважину взаимодействующих с выделением тепла компонентов, вынос продуктов реакции и расплавленного парафина из насосно-компрессорных труб, отличающийся тем, что предварительно строят кривые распределения температуры скважинного потока в интервалах эксплуатационной колонны от забоя до приема насоса и колонны насосно-компрессорных труб от насоса до устья с учетом определения температуры жидкости на выкиде насоса, кривые распределения давления в скважине в указанных выше интервалах и кривые распределения температуры насыщения нефти парафином в скважине с учетом изменения давления в скважине и газосодержания нефти в процессе подъема газожидкостной смеси согласно формуле
$$t_{нi}=t_{нд}+A_1\cdot \frac{P_i}{P_{нас}}-A_2\frac{{Г}_i}{{Г}_0}$$ ,
где t_нi - температура насыщения нефти парафином в скважине;
t_нд - температура насыщения дегазированной нефти;
P_i - ряд последовательных значений давления в заданном интервале, МПа;
P_нас - давление насыщения нефти газом;
Г_i - газонасыщенность нефти при соответствующих значениях давления Р_i и температуре T_i, м³/м³;
Г₀ - газосодержание нефти при давлении P_нас;
A₁ и A₂ - корреляционные коэффициенты, зависящие от состава и свойств нефти, по построенным кривым распределения в точке пересечения температуры скважинного потока и температуры насыщения нефти парафином определяют глубину и термодинамические. условия интенсивной парафинизации в скважине, далее с учетом определяемых условий подбирают количество и концентрацию компонентов для выноса расплавленного парафина.