Омарова Айгерим Жалгасбековна

магистрант,КазНТУ им. К.И. Сатпаева

Анализ применяемых методов борьбы с отложениями парафина на месторождении Кумколь и гидравлический расчет промывки скважины нефтедистиллятной смесью для удаления парафиноотложений

В настоящее время выделяют несколько способов борьбы с отложениями парафина в нефтепромысловом оборудовании. Некоторые из этих способов в разной степени нашли применение на месторождении Кумколь.

Механический способ борьбы с отложениями парафина не нашел широкого применения на месторождении Кумколь. Очистка насосно-компрессорных труб от парафина с помощью механических скребков в очень ограниченном виде производилась только в период пробной эксплуатации скважин, когда промысла еще не были обустроены и не хватало технических средств для проведения других методов депарафинизации промыслового оборудования.

В настоящее время для обработки призабойной зоны и очистки подземного оборудования от асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) применяются тепловые методы, в частности, технология обработки скважин горячей водой и нефтью.

Закачка горячей воды осуществляется с помощью агрегата АН-500 при температуре 60-65 через насосно-компрессорные трубы. Эффективность такого вида обработок довольно незначительна и составляет 60-65%. Например, по скважине №5 проведено 4 обработки насосно-компрессорных труб. Дебит скважины резко увеличился после каждой обработки в среднем на 25-35 т/сутки. Однако, продолжительность работы скважины с повышенном дебитом составляет всего 2-5 суток. Это объясняется низким качеством обработок, в результате которых не происходит полного расплавления отложений парафина. Как правило, средняя температура закачиваемой воды на устье 60-70, в то время как для полного расплавления парафина она должна быть не менее 80 в условиях скважины.

на 10 добывающих скважинах ЦДНГ-1 месторождения Кумколь были проведены испытания диспергатора парафина «Прошинор АП 07» французской фирмы «СЕКА», разработанного для обработки сырой нефти.

Реагент «Прошинор АП 07» снижает рост кристаллов парафина, разрушает эмульсию, снижает температуру застывания нефти. Ингибитор закачивался в межтрубное пространство дозировочным насосом из расчета 250-300 г/т нефти. По результатам осмотра подземного оборудования установлено, что на 5-ти скважинах межочистной период в среднем составил 95,6 сут. Скорость отложения парафина составила 0,08 мм/сут. На одной скважине запарафинивание оборудования произошло за 30 суток. Две скважины не принимали реагент.

Проведен анализ работ по закачке эмульсий для очистки призабойной зоны от отложений за 2007-2008 гг. Результаты закачки эмульсий представлены в таблице 1.

Таблица 1

Результаты закачки ЭКВ и ВУВЭ

Показатели	По проекту		2007-2008 гг.
	ЭКВ	ВУВЭ	ЭКВ	ВУВЭ
Количество скважино-операций	817	790	592	529
С эффектом	479	472	196	213
Накопленная дополнительная добыча нефти, тыс.т	18,2	27,1	22,9	30,6
Дополнительная добыча на 1скв. т/сут.	1,1	1,7	1,9	2,3
Продолжительность эффекта сут.	43	44	65	54

Как следует из данных, представленных в таблице, за период 2007-2008 гг. проведено 1121 обработка: ЭКВ –592 скважино-операций, с эффектом 196, ВУВЭ –529 скважино-операций, с эффектом 213.

ЭКВ – прирост нефти в среднем на одну скважино-операцию составил – 1,9 т/сут, что на 0,8 т/сут выше проектных данных, продолжительность эффекта возросла в 1,5 раза.

Накопленная дополнительная добыча увеличилась на 4,7 тыс. тонн по сравнению с проектной и составила 22,9 тыс. тонн.

ВУВЭ - прирост нефти в среднем на одну скважино-операцию составил 2,3 т/сут, что на 0,6 т/сут выше проектных данных, продолжительность эффекта возросла в 1,2 раза. Накопленная дополнительная добыча увеличилась на 3,5 тыс. тонн по сравнению с проектной и составила 30,6 тыс. тонн.

Учитывая количество скважин на месторождении Кумколь и высокую стоимость химических реагентов применение химического способа нецелесообразно. Таким образом, тепловой метод остается наиболее эффективным на месторождении Кумколь, но в связи с высокой обводненностью предлагаю вместо закачки горячей воды применить паротепловую обработку.

Гидравлический расчет промывки скважины нефтедистиллятной смесью для удаления парафиноотложений

Исходные данные:

Скважина №182,

Н _забой = 1620 м - искусственный забой,

Диаметр эксплуатационной колонны D_{экс. к} =146 мм,

Диаметр НКТ d_HKT = 73 мм,

Диаметр штанг d_ШТ. = 22 мм,

Плотность дистиллята ρ_Д = 707 кг/м³,

Q = 8 м³, В=0 %.

Техника для промывки:

ЦА - 320; d_поршня = 100 мм; N = 180 л/с

Производительность агрегата:

1 скорость - 1,4 л/с 2 скорость - 2,55 л/с

3 скорость - 4,8 л/с 4 скорость - 8,65 л/с

1 Расчет гидравлического сопротивления при движении дистиллята в кольцевом пространстве7:

P₁ = λ· (H_HKT· ρ_Д)/(D_экс.к – d_HKT) · (v_н²/2), Πa (1)

где: l - коэффициент трения, l = 0,035;

Н_НКТ - длина колонны НКТ, м;

v _н- скорость нисходящего потока жидкости, м/с;

ρ_Д - удельный вес дистиллята, кг/м³;

D_{экс. к} - диаметр эксплуатационной колонны, м;

d_HKT - диаметр НКТ, м;

При работе на 1 скорости:

Р₁ = 0,035·(1450·707)/(0,146 – 0,073) · (0,17²/2) = 0,0071·10⁶ Па;

на 2 скорости:

Р₁ = 0,035·(1450·707)/(0,146 – 0,073) · (0,37²/2) = 0,0339·10⁶ Па;

на скорости 3:

Р₁ = 0,035·(1450·707)/(0,146 – 0,073) · (0,53²/2) = 0,0696·10⁶ Па;

на скорости 4:

Р₁ = 0,035·(1450·707)/(0,146 – 0,073) · (1,03²/2) = 0,263·10⁶ Па.

2 Гидравлическое сопротивление по уравновешиванию столбов жидкости в НКТ и колонне:

P₂ = (ρ_н - ρ_Д)·g ·Н_НКТ, (2)

где: ρ_н - плотность нефти.

С достаточной точностью для расчетов

P₂ = (820 – 707)·9,81·1450 = 1,607·10⁶ Па

3 Гидравлическое сопротивление в трубах НКТ:

Р₃ = j·l_НКТ· Н_НКТ·ρ_Д· v ²_в/[2(d_ВН - d_ШТ.) (3)

где: j - коэффициент, учитывающий потери на местных сопротивлениях при движении дистиллята в НКТ, j =1,1;

l_НКТ - коэффициент трения в НКТ, l_НКТ = 0,04;

d_ВН - внутренний диаметр НКТ, м ;

d_ШТ. - диаметр штанг, м;

v _в - скорость восходящего потока, м/с;

на 1 скорости:

Р₃ = 1,1·0,04·1450·707·0,4²/[2·(0,062 – 0,022)] = 0,09·10⁶ Па

на 2 скорости

Р₃ = 1,1·0,04·1450·707·0,8²/[2·(0,062 – 0,022)] = 0,361·10⁶ Па

на скорости 3

Р₃ = 1,1·0,04·1450·707·1,6²/[2·(0,062 – 0,022)] = 1,443·10⁶ Па

на скорости 4

Р₃ = 1,1·0,04·1450·707·2,91²/[2·(0,062 – 0,022)] = 4,775·10⁶ Па

4 Гидравлические сопротивления на выходе агрегата ЦА-320 при обратной промывке ничтожно малы, при расчете их не используют.

5 Давление на выкиде насоса:

Р_в = Р ₁+ Р ₂+ Р ₃; (4)

На 1 скорости:

Р_в = 0,0071·10⁶ + 1,607·10⁶ + 0,09·10⁶ = 1,704·10⁶ Па;

На 2 скорости:

Р_в = 0,0339·10⁶ + 1,607·10⁶ + 0,361·10⁶ =2,002·10⁶ Па;

На 3 скорости:

Р_в = 0,0696·10⁶ + 1,607·10⁶ + 1,443·10⁶ =3,120·10⁶ Па;

На 4 скорости:

Р_в = 0,263·10⁶ + 1,607·10⁶ + 4,775·10⁶ =6,645·10⁶ Па.

6 Рассчитываем мощность насоса:

N = P_в·Q/η, (5)

где η - К.П.Д насоса,

η = 0,65;

на 1 скорости:

N =1,704·10⁶ Па·1,4/0,65 = 3,67 кВт;

на 2 скорости:

N =1,704·10⁶ Па·2,55/0,65 = 6,68 кВт;

на 3 скорости:

N =1,704·10⁶ Па·4,8/0,65 = 12,58 кВт;

на 4 скорости:

N =1,704·10⁶ Па·8,65/0,65 = 22,68 кВт.

7 Использование максимальной мощности:

К = , (6)

где максимальная мощность насоса N_mах = 130 кВт;

на 1 скорости:

К = 3,67·100/130 = 2,82%;

на 2 скорости:

К = 6,68·100/130 = 5,14%;

на 3 скорости:

К = 12,58·100/130 = 9,68%;

на 4 скорости:

К = 22,68·100/130 = 17,45%.

8 Скорость подъёма дистиллята в Н.К.Т.

v _п =v _в (7)

на 1 скорости v _п = 0,4 м/с

на 2 скорости v _п = 0,8 м/с

на 3 скорости v _п = 1,6 м/с

на 4 скорости v _п = 2,91м/с

9 Продолжительность подъёма дистиллята в НКТ с разрыхлением парафина и его выносом:

t =H_HKT/ v _п, (8)

на 1 скорости:

t =1450/0,4 = 3625 сек. = 60,42 мин.;

на 2 скорости:

t =1450/0,8 = 1812,5 сек. = 30,21 мин.;

на 3 скорости:

t =1450/1,6 = 902,25 сек. = 15,10 мин.;

на 4 скорости:

t =1450/2,91 = 498,28 сек. = 8,30 мин