МЕТОДИКА РАСЧЕТА ДЕПАРАФИНИЗАЦИИ СКВАЖИНЫ

​АННОТАЦИЯ

В статье разработана методика расчета депарафинизации скважины, даны рекомендации к дальнейшей эксплуатации месторождения.

Ключевые слова: Парафиновые отложения, затрубное пространство скважины, дебит нефти.

Введение

Основной проблемой при эксплуатации скважин нефтяных месторождений Восточной Сибири является образование парафиновых пробок в затрубном пространстве, вследствие чего происходят срывы подачи, что существенно снижает наработку на отказ погружного оборудования.

Проведенный анализ сложившейся ситуации по депарафинизации скважин на месторождениях Восточной Сибири показал, что другой проблемой, возникающей при эксплуатации большинства добывающих скважин, является низкий межочистной период (МОП) в силу интенсивного образования парафиновых отложений на подземном оборудовании при изменении термобарических параметров течения газожидкостной смеси в скважинах [3].

Для восстановления фильтрационной способности призабойной зоны применяется растворение или нагрев АСПО, находящихся в ПЗП, до температуры плавления и вынос их в расплавленном или растворенном виде из скважины. В качестве теплоносителя или растворителя и транспортной среды используется нефть или составы из нефти и растворителей, а также смеси нефти с иными компонентами для улучшения процесса, но без ухудшения свойств товарных нефтей при возврате этой нефти в систему сбора.

Расчет депарафинизации скважины

В таблице 1. приведены исходные данные по скважине для расчета ее депарафинизации.

Таблица 1.

Исходные данные по скважине

Объем нефти, который необходим на проведение одной операции:

где     – внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м;

 – длина участка от устья до нижних перфорационных отверстий эксплуатационной колонны, м;

 – длина труб НКТ, м;

 – наружный диаметр НКТ, м;

 – внутренний диаметр НКТ, м;

 – внутренний диаметр подводящего трубопровода, м;

 – длина подводящего трубопровода, м;

 – объем подготовленной нефти, теряемый (поглощаемый пластом) при проведении операции, м³.

Объем подготовленной нефти, теряющейся в результате фильтрации в пласт при проведении операции:

где     – проницаемость пласта, м2;

 - эффективная толщина пласта, м;

 – давление на забое, Па;

 – пластовое давление, Па;

 – время проведения одной скважино-операции, час;

 – динамическая вязкость подготовленной нефти, Пас;

 – радиус контура питания, м;

 – радиус скважины, м.

При циркуляции нефти (промывка нефтью) через НКТ и по кольцевому пространству между трубами давление на забое скважины равно суммарному давлению столба нефти и давлению на преодоление трения:

где     – давление столба нефти, Па;

 – потери давления на преодоление трения, Па.

где     – плотность нефти при температуре ведения процесса, кг/м³.

Потери давления на преодоление трения при прямой циркуляции:

где      – коэффициент трения при движении нефти по трубам;

  – скорость движения нефти, м/с.

Скорость движения нефти:

где     – подача применяемого агрегата, м³/ч.

Критерий Рейнольдса:

, значит режим течения турбулентный, тогда коэффициент трения равен:

Согласно регламенту АДПМ производить закачку горячей нефти необходимо из расчета: 8 м³ нефти – 40 минут на 4 скорости или 60 минут на 3 скорости. Принимаем первый вариант (на 4 скорости), тогда время закачки необходимого объема нефти составит 5,53 часа.

Список литературы:

1. Кабиров, А. Н. Численное моделирование влияния градиента порового давления на распространения трещин гидравлического разрыва пласта / А. Н. Кабиров, Н. Н. Ситдиков, М. В. Щекотов // Технологии нефти и газа. – 2023. – № 1(144). – С. 23-26. – DOI 10.32935/1815-2600-2023-144-1-23-26. – EDN QGKYSC.
2. Моделирование процесса распада гидрата метана путем закачки горячей воды / А. Ю. Лыкова, А. Н. Кабиров, Р. Т. Горданов, А. А. Оганесян // Технологии нефти и газа. – 2023. – № 6(149). – С. 33-37. – DOI 10.32935/1815-2600-2023-149-6-33-37. – EDN DLSPEA.
3. Анализ переходных процессов давления вертикальной скважины в карбонатных коллекторах / А. Н. Кабиров, Н. Н. Ситдиков, А. Ю. Лыкова, Р. Т. Горданов // Технологии нефти и газа. – 2023. – № 4(147). – С. 33-38. – DOI 10.32935/1815-2600-2023-147-4-33-38. – EDN IJTHTT.
4. Ян, Ш. Многостадийный гидроразрыв пласта: опыт и перспективы / Ш. Ян, А. Н. Кабиров // Научный аспект. – 2022. – Т. 1, № 4. – С. 124-129. – EDN INOJAO.
5. Черевко М.А., Янин А.Н., Янин К.Е Разработка нефтяных месторождений Западной Сибири горизонтальными скважинами с многостадийными гидроразрывами пласта. – Тюмень-Курган: Зауралье, 2015.