Казахский научно-исследовательский и

проектный институт нефти и газа

АО КазНИПИмунайгазАктау, 2012

Тема доклада:

Механизм и основные факторы, влияющие на процесс

парафинизации скважин

докладчик: Сатыбаев Галымжан Жанбырович

Одной из проблем, вызывающих осложнения в работе сквжин, нефтепромыслового оборудования и трубопроводных коммуникаций – асфальтено-смолопарафиновые отложения (АСПО)

ухудшение фильтрационных характеристик призабойной зоны скважин

Накопление АСПО

снижение производительности системы и эффективности работы насосных установок

сокращение межремонтного периода (МРП) работы скважины

21.5%

3.3%

39.2%23.0

%

13.0%

механические примеси вода парафиныасфальтено-смолистые вещ-ва другие

0.86%0.78%

42.00%

19.10%

37.26%

Физико-химический состав АСПО со скважин месторождения Жетыбай

№ 439 № 1100

t плав.

парафина

810С

800С

Последствия осложнения и образования АСПО

Последствия осложнения АСПО

преждевременный выход из строя внутрискважинного оборудования; снижение межремонтного и межочистного периодов работы скважин; потери нефти, связанные с простоями скважин; ухудшение технико-экономических показателей работы скважин

На образование АСПО существенное влияние оказывают:

снижение давления на забое скважины и связанное с этим нарушение гидродинамического равновесия газожидкостной системы;

интенсивное газовыделение; уменьшение температуры в пласте и стволе скважины; изменение скорости движения газожидкостной смеси и отдельных ее компонентов; состав углеводородов в каждой фазе смеси; соотношение объема фаз;

состояние поверхности труб

Влияние давления на забое и в стволе скважины

Se-ries1

P забойноеP насыщения нефти газом

увеличение объема газовой фазы

выделение парафина

При насосном способе эксплуатации давление на приеме насоса может быть меньше, чем давление насыщения нефти газом

выпадение парафина

в приемной части насоса

на стенках экспл. колонны

I зона давление резко возрастает и становиться больше давления насыщения, отложения минимальны

II зона - зона снижения давления до давления насыщения и ниже, где начинается интенсивное выделение парафина

Распределение объемов ПРС по причинам ремонтов

Износ насоса 53%

Негерметичность НКТ5%Обрыв штанг

6%

Отворот штанг1%

Закл. плунжера (солеотлож)

0,5%

Закл. плунжера (мехпримес)

21%

Мехпримеси в приемн.и нагн. клапанах

12%Трещина или слом цилиндра

0,5%

Применение штанговых скребок со штанговращателем для удаления парафиноотложений

и увеличения МРП скважин

Опыт применения ПУ «Жетыбаймунайгаз» новых технологий по борьбе с парафиноотложениями

канадский инструмент «ЭНЕРКЕТ» с 2005г., на 01.01.09 г. в 15-и скважинах

обработка горячей нефтью с использованием полых штанг и специальной муфты по технологии ЗАО «Элкамнефтемаш» с 2006г. Всего было оборудовано 27 скв. (6 скв. китайскими штангами и 21 скв. штангами производства «ЭЛКАМ»)

Влияние температуры в пласте и стволе скважины

Снижение температуры вызывает изменение агрегатного состояния компонентов, приводящее к образованию центров кристаллизации и росту кристаллов парафина

Исходные данныеОпределение нижней границы выпадения

АСПО по формуле

т

нплсквотл Г

ТТLНН

где

отлН нижняя граница выпадения АСПО в скважине;

сквН

LплТ

нТтГ

,20

Н

ТТГ заб

глубина скважины, м;интервал от забоя скважины без

АСПО, м;температура пласта,0С;температура насыщения нефти парафином, 0С;температурный градиент, 0С/м.

Т20 – температура нейтрального слоя для Казахстана, 0С;

Н – глубина забоя скважины, м.

Проведен расчет глубины, на которой начинается отложения АСПО с учетом технологических характеристик

работы гипотетической скважины м. Жетыбай

Глубина забоя скважины 1821м Дебит скважины по жидкости 3,46 т/су или 0,1558 кг/сОбводненность продукции 12 % или 0,12 доли ед.Темп-ра на забое скважины 81 0СТемп-ра горных пород на глубине 20 м от поверхности 24,10СТемп-ра насыщения нефти парафином 51,70СУдельная теплоемкость нефти 2721,4 дж/(кг/град)Удельная теплоемкость воды 4186,8 дж/(кг/град)

Глубина начала отложения АСПО от забоя составит:

1141,1310521,3748,1038451,1202 отлh

9,5101,113101821

т

нплсквотл Г

ТТLНН

сквН

LплТ

нТтГ

,20

Н

ТТГ заб

Влияние температуры в пласте и стволе скважины

45 48 51 54 57 60 63 66 69 72 75 78 810

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

начало кристаллизации парафина

Как следует из данных представленного графика, глубина отложения АСПО составляет 510,9 м от устья скважины

Рисунок - начало кристаллизации парафина

Влияние газовыделения, скорости движения газожидкостной смеси и шероховатости стенок труб

Влияние газовыделения

Влияние скорости движения газожидкостной смеси

Влияние шероховатости стенок труб

При контакте пузырков газа с поверхностью трубы частицы парафина соприкасаються со стенкой и откладываются на ней

Чем менее газонасыщен слой из из кристаллов и пузырьков газа, тем большую плотность он имеет

При ламинарном течение формирование АСПО медленное

При турбулизации потока интенсивность отложений вначале возрастает

Дальнейший рост движения газожидкостной смеси ведет к уменьшению интенсивности отложения АСПО

Микронеровности являются очагами вихреобразования, разрыва слоя, замедлителями скорости движения жидкости у стенки трубы

Когда значения шероховатости поверхности труб соизмеримо с размерами кристаллов парафина либо меньше их, процесс образования отложений затруднен

Способы борьбы с АСГПО на месторождениях Жетыбай

ТЕПЛОВОЙ

МЕХАНИЧЕСКИЙ

ХИМИЧЕСКИЙ

При котором парафин со стенок трубы периодический удаляется специальным

скребком и выносится струей на поверхность

При котором скважина промывается теплоносителем (горячей водой или горячей нефтью)

При котором парафин удаляется с помощью растворителей

Благодарю за внимание!!!