2.4 Технология обработок скважин адп

Технология депарафинизации насосно-компрессорных труб с помощью АДП сочетает в себе три стадии процесса:

- депарафинизация труб за счет расплавления и последующего растворения смолопарафиновой массы в горячей нефти;

- процесс депарафинизации осуществляется за счет снижения сил сцепления отложений на поверхности контакта с металлической трубой, отделения парафиновой массы и последующего выноса её потоком прокачиваемой горячей нефти;

- депарафинизация лифтовой колонны есть результат комбинированного воздействия первых двух факторов.

Главными критериями, определяющими эффективность протекания процесса депарафинизации лифтовой колонны, являются:

1. температура нефти в потоке по длине трубы;

2. температура металла в зоне интенсивного отложения парафина;

3. величина силы сцепления парафиновой массы с металлом трубы в

зависимости от её температуры.

Рассмотрим каждый из отмеченных критериев.

Определение теплового режима при проведении горячих промывок производится в полости лифтовой колонны в процессе закачки горячей нефти в скважину по схеме агрегат – затрубное пространство – НКТ.

При этом достигаются следующие значения температуры по стволу скважины, (Рис.2.11) (на примере обработки скв. № 3706 Ельниковского месторождения).

Рисунок 2.11 – График зависимости температуры от глубины скважины.

Температура металла в зоне интенсивного отложения парафина может быть рассчитана по результатам замерных значений температуры нефти в полости труб с помощью методики. Так для случая обработки скважины № 3608 объемом нефти 16 м³ при температуре 110⁰С и скорости закачки 14,5 м³/час получено следующее распределение температуры по стволу, табл.2.1.

Таблица 2.1 Расчетное и фактическое распределение температуры по стволу скважины в процессе горячей обработки.

Глубина, м	Температура, ^оС		Температура на стенке, ^оС
	замерная	расчетная
50	59	55	82
100	51	50	73
150	39	45	67
200	30	38	61
250	24	32	53
300	21	30	50
350	20	26	45
400	19	24	43
450	19	23,5	39
500	20	23	37
450	20,5	22	35
600	21	22	33

Зависимость силы сцепления парафиновой массы с металлом трубы от температуры

Исследования проводятся в лабораторных условиях на адгезиметре конструкции УдмуртНИПИнефть.

При исследовании АСПО Ельниковского месторождения получена следующая закономерность изменения напряжения сдвига от температуры стальной поверхности, (рис.2.12)

Рисунок 2.12 – Изменение напряжения сдвига парафина от температуры стальной поверхности.

Из приведенных результатов видно, что напряжение сдвига парафинового блока практически находится в прямо пропорциональной зависимости от температуры поверхности металла. Прямолинейная зависимость сохраняется до значения температуры, при котором резко снижаются силы сцепления парафина с поверхностью. Такой температурой для исследуемого парафина является 25–26^о С. Абсолютное значение граничной температуры зависит от компонентного состава парафиновых отложений, времени старения на поверхности. Для отложений месторождений Удмуртии эта температура достигает 30^оС.

Все вышеприведенные предпосылки образуют единый комплекс депарафинизации поверхности труб. Рассмотрим непосредственно сам механизм депарафинизации.

Механизм депарафинизации

Механизм депарафинизации основывается на понимании и интепритации имеющихся числовых значений вышерассмотренных критериев и наглядно показан на (рис.2.12)

На (рис.2.12), нанесены две кривые, отражающие распределение температуры:

1 – температура в НКТ;

2 – температура стенки НКТ.

Теперь для этого, чтобы ответить на поставленный вопрос – за счет чего в основном происходит депарафинизация лифтовых труб тепловым методом, - необходимо на графики нанести вертикальную линию соответствующей температуры плавления промыслового парафина. Прямая, изображенная на графике, соответствует температуре плавления промыслового парафина равна 50- 53^оС.

Через точки пересечения прямой с кривыми проведем горизонтальные линии и получим две зоны, отражающие этапы процесса депарафинизации.

Таким образом, при тепловой обработке скважины объемом горячей нефти 27 м³ полное расплавление парафиновой массы (I зона) возможно лишь до глубины 140 метров.

До глубины 400 метров (II зона) произойдет безусловное отлипание парафиновых отложений за счет расплавления парафиновой массы на поверхности насосно-компрессорных труб.

Рисунок 2.13 – График распределения зон тепловой депарафинизации по стволу скважины.

Граница III зоны определяется температурой, при которой наблюдается сдвиг парафиновой массы. Перенося значение граничной температуры (30^оС) на ветвь кривой 2, определяем зону наиболее вероятного срыва парафиновых отложений, которая для условий Котовской площади ограничивается 650 – 680 метрами. В этой зоне срыв парафина зависит не только от значения температуры на поверхности трубы, но и от скоростного напора поднимающейся по НКТ нефти.

Четвертая зона – зона ослабленного сцепления парафина с поверхностью трубы – является очень небольшой по простиранию и не превышает 30 – 50 метров. Это объясняется скачкообразным повышением сил сцепления отложений в интервале граничных температур.

Пятая зона практически недосягаема для тепловой депарафинизации.

Следует отметить, что с увеличением количества тугоплавких компонентов в составе АСПО увеличивается и сила сцепления с металлом. С увеличением содержания нефти сила прилипания парафина снижается в пропорциональной зависимости. Такое же влияние оказывает и увеличение содержания смол. Так, введение в парафины смолистых компонентов до 3% снижает силу сцепления с поверхностью металла в 1,5 раза.