ОПРЕДЕЛЕНИЕ ГЛУБИНЫ УСТАНОВКИ МАГНИТНОГО ДЕПАРАФИНИЗАТОРА НА ВЫСОКОПАРАФИНИСТЫХ СКВАЖИНАХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ЮЖНО-ТУРГАЙСКОГО ПРОГИБА
В. САХАРОВ, Б. СЕЙТКАСЫМОВ, РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина
В практике нефтедобычи часто встречаются проблемы, связанные с ас-фальто-смоло-парафиновы-ми отложениями (АСПО). Это снижение добычи, износ и выход из строя забойного оборудования и т. д. Существует несколько методов борьбы с АСПО. Самыми распространенными, применяющимися на месторождениях Южно-Тургайского прогиба, являются обработка скважин горячей нефтью (ОГН) и водой, химические методы и применение скребков.
Нефти Кумкольского и Арыскумского месторождений являются высокопарафинистыми. Промысловый анализ показывает, что межочистной период (МОП) скважин вследствие осложнений при отложениях парафина для Кумколя в среднем составляет 20-25 дней, а для Арыскума - 2-5 дней (иногда в день проводится по 2-3 обработки скребками) [1].
Один из возможных методов уменьшения остроты проблемы АСПО - обработка потока скважинной жидкости магнитным полем. В основу его воздействия на обрабатываемую жидкость заложен принцип защиты, состоящий в резком (в тысячи раз) увеличении количества центров кристаллизации и флотации парафинов за счет действия постоянных магнитных полей определенной топологии и напряженности на естественные агрегаты микропримесей - стержнеобразных минералов
окисей и гидроокисей железа, находящихся в потоке водогазонефтяной продукции скважин. Увеличение количества центров кристаллизации приводит к уменьшению средних объемов кристаллов АСПО в соответствующее число раз, а также к многократному (на несколько порядков) снижению скорости адсорбции кристаллов на стенки НКТ, поскольку дробление агрегатов ведет к созданию внутри объема жидкости адсорбирующей поверхности площадью 30-100 м2/т [2].
При установке магнитного прибора в скважине нужно знать глубину начала отложения АСПВ, их состав, наличие в продукции скважины микропримесей железа, т. е. ферромагнитных частиц. Опыт применения подобных устройств показал, что они эффективно работают в диапазоне дебитов 30-350 м3/сут. при газовом факторе 25-250 м3/м3.
Скважины АК-125 и АК-300 Арыскумского месторождения подвержены отложениям асфальто-смоли-стых веществ, в нефтях этого месторождения содержание парафинов колеблется в пределах 3,1-12,73%, а смол и асфальтенов - 7,5-10,4%. В каждой скважине проводилось определение механических примесей железа в нефти. Пробы отбирались на устье, разбавлялись, фильтровались и затем оставшиеся после
Рис. 1. График изменения дебитов скважин АК-125 и АК-300 во времени в мае-июне 2004 г.
Табл.
Месяц Скважина Сред. сут. дебит, м3/сут. ГФ, м3/м3 Обводненность, % Глубина отложения парафина от устья скважины, м Обраб-ка скребками за месяц ОГН за месяц
от до
Май АК-125 75 40 0 10 400 9 5
АК-300 50 90 1 0 400 9 7
Июнь АК-125 77 0 15 400 16 6
АК-300 42 1 10 400 10 4
этого механические примеси высушивались и подвергались воздействию магнитного поля. В продукции обеих скважин оказалось некоторое количество частиц, реагирующих на магнитное поле, что говорит о наличии в скважин-ной жидкости микропримеси железа.
В таблице приведена характеристика работы этих скважин в мае-июне 2004 г. и число проводимых операций по предотвращению АСПО. На рис. 1 представлены графики изменения их дебитов во времени. Наиболее значительное колебание дебита вследствие отложения наблюдается в скважине АК-125. Так, в середине мая дебит после обработок менялся от 20 до 86 м3/сут., к концу июня - от 45 до 83 м3/сут. По данной скважине количество обработок по устранению отложений парафина в июне 2004 г. составило 22, из них обработки скребками - 16 и промывки горячей нефтью - 6. По скважине АК-300 колебания дебита менее значительные и не превышают 20 м3/сут., среднее количество обработок составило 15, из них обработки скребками - 9 и промывки горячей нефтью - 6.
Для определения места установки магнитного депарафинизатора (рис. 2) необходимо определить глу-
бину начала отложения АСПВ. Для этого были проведены поинтерваль-ные замеры температуры при деби-тах 66 м3/сут. в скважине АК-125 и 37 м3/сут. в скважине АК-300. Изменение температуры вдоль потока в НКТ были рассчитаны по известным формулам [3].
ка), м;
со
геометрический градиент.
Т.., -Т..,
(НКп ~Нис)со$,а
(4)
/(*) = /„([-Я- соъа)
а
(1)
где:
t - температура, 0С Л - высота, отсчитываемая от забоя, м;
а - угол отклонения скважины от вертикали;
^ - безразмерный критерий Стантона.
5, = 12^1_0.202.| О"4, (2)
ВД, +40)
где:
Ом - массовый дебит скважины, т/сут.
где:
Тпл - пластовая температура, К; Нкп - глубина кровли пласта, м; Н - текущая глубина, отсчитываемая от устья скважины, м;
д - дебит жидкости, приведенный к стандартным условиям, м3/с; б - диаметр скважины (подъемни-
где:
Тнс - температура нейтрального слоя, К;
Ннс - глубина нейтрального слоя.
Расчеты по формуле (3) дали приемлемые для практики результаты распределения температуры, но оказались непригодными для определения глубины отложения АСПВ, т. к. расчетное распределение температуры по формулам (1) и (3) линейно. Тем не менее, они полезны при интерпретации промысловых данных замера температуры, поскольку дают возможность точнее определить точку изменения градиента температуры. На рис. 3 показаны графики распределения температуры вдоль НКТ на скважинах данного месторождения. Поинтер-вальные ее замеры производились через 100 м до глубины 200 м, на верхнем участке температура замерялась через 50 м.
В обеих скважинах градиент температуры начинает возрастать на глубине примерно 400 м, что показали и результаты обработки скребками (см. табл.). Причиной такого роста является интенсивное охлаждение потока в результате
Рис. 2. Схема магнитного депарафинизатора МД-56Х108
БУРЕНИЕ И НЕФТЬ 2/ 2 0 0 5
19
О 10 20 30 40 50
О 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100
— "\---v........I"
1 1
\\ 1
И 1
V
- -Зависимость t(h)
-Зависимость t(H)
•—Факт. Температура
Рис. 3. Сопоставление расчетного и фактического распределений температуры
выделения и расширения газа. Это в основном и вызывает кристаллизацию и отложения АСПВ. Некоторые отклонения от последовательного увеличения градиента температуры при приближении к
устью скважин (в скважине АК-125 - на глубине 300 м, в скважине АК-300 - на глубине 100 м) могут быть вызваны не только погрешностями в измерениях, но и теплообменом при изменении интенсивно-
сти образования газовой и твердой фаз. В связи с проведенными замерами температуры и результатами обработки скребками установку магнитного депарафинизато-ра на скважинах АК-125 и АК-300 предполагается осуществить на глубине 500 м.
Литература
1. Сахаров В. А., Сейткасымов Б. С. Анализ эффективности методов борьбы с АСПО на месторождении Кумколь // 5-я Науч.-техн. конф. 23-24 янв. 2003 "Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России": Тез. докл. - М.: ГУП "Нефть и газ", 2003.
2. Габдрахманов Р. А., Лю-бецкий С. В., Шестернина Н. В., Вороновский В. Р., Лесин В. И., Василенко И. Р. Анализ работы магнитных депарафинизаторов в НГДУ "Лениногорскнефть" АО "Татнефть" // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. - 1999. - № 10. - С. 37-40.
3. Мищенко И. Т. Расчеты в добыче нефти. - М.: Недра, 1989.
При поддержке:
Комитета по энергетике, транспорту и связи Государственной Думы РФ Министерства промышленности и энергетики РФ Федерального агентства по энергетике Федерального агентства по промышленности Торгово-промышленной палаты РФ
VII Всероссийское совещание руководителей предприятий оборонно-промышленного и нефтегазового комплексов (ВПК-ТЭК - Z005)
В совещании принимают участие руководители министерств, служб, агентств, региональных администраций, ведущих компаний, депутаты профильных комитетов Государственной Думы, ученые и специалисты.
• i tii ,.-ал, .1 • ti
« s t ' я и
www.conf.derrick.ru
6 апреля 2005 года
Конгресс-центр ТПП РФ
(Москва, Ильинка, 6)
Тел.: +7(095) 504-1421, факс: +7(095) 137-2569, e-mail: conf@derrick.ru
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.