Механизм и основные факторы, влияющие на процесс парафинизации скважин Сатыбаев Галымжан Жанбырович

1. Казахский научно-
исследовательский и
проектный институт нефти
и газа
АО КазНИПИмунайгаз
Актау, 2012

2. Тема доклада:
Механизм и основные
факторы, влияющие на процесс
парафинизации скважин
докладчик: Сатыбаев Галымжан Жанбырович

3. Одной из проблем, вызывающих осложнения в работе сквжин, нефтепромыслового оборудования
и трубопроводных коммуникаций – асфальтено-смолопарафиновые отложения (АСПО)
Накопление АСПО
 ухудшение фильтрационных характеристик призабойной зоны скважин
 снижение производительности системы и эффективности работы насосных установок
 сокращение межремонтного периода (МРП) работы скважины
Физико-химический состав АСПО со скважин месторождения Жетыбай
№ 439 № 1100
3.3%
21.5%
t плав. 19.10%
парафина 42.00%
13.0%
39.2%
810С
23.0%
37.26%
800С
0.86%
0.78%
механические примеси вода асфальтено-смолистые вещ-ва парафины другие

4. 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

5. Влияние давления на забое и в стволе скважины
увеличение объема выделение
газовой фазы парафина
P забойное
P насыщения нефти газом
При насосном способе эксплуатации давление на приеме насоса может быть меньше,
чем давление насыщения нефти газом
 I зона давление резко возрастает
выпадение парафина и становиться больше давления
насыщения, отложения
минимальны
в приемной части насоса
на стенках экспл. колонны  II зона - зона снижения давления
до давления насыщения и
ниже, где начинается интенсивное
выделение парафина

6. Распределение объемов ПРС по причинам ремонтов
Мехпримеси в Трещина или слом
приемн.и нагн. цилиндра
клапанах 0,5%
12%
Закл. плунжера Износ насоса
(мехпримес) 53%
21%
Закл. плунжера
(солеотлож)
0,5%
Негерметичность
Отворот штанг
НКТ
1% Обрыв штанг
5%
7%
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»)

7. Влияние температуры в пласте и стволе скважины
Снижение температуры вызывает изменение агрегатного состояния компонентов, приводящее
к образованию центров кристаллизации и росту кристаллов парафина
Определение нижней границы выпадения
Исходные данные
АСПО по формуле
Глубина забоя скважины 1821м
Т пл Тн Дебит скважины по жидкости 3,46 т/су или 0,1558 кг/с
Н отл Н скв L Обводненность продукции 12 % или 0,12 доли ед.
Гт Темп-ра на забое скважины 81 0С
где Темп-ра горных пород на глубине 20 м от поверхности 24,10С
Н отл нижняя граница выпадения АСПО в скважине; Темп-ра насыщения нефти парафином 51,70С
Удельная теплоемкость нефти 2721,4 дж/(кг/град)
Н скв глубина скважины, м; Удельная теплоемкость воды 4186,8 дж/(кг/град)
L интервал от забоя скважины без АСПО, м;
Т пл температура пласта,0С;
Тн температура насыщения нефти парафином, 0С; Глубина начала отложения АСПО от забоя составит:
Гт температурный градиент, 0С/м.
h отл 1202 ,8451 103 , 748 3 ,521 1310 ,1141
Т заб
Т 20
Г , 1821 11310 ,1 510 ,9
Н
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

8. Влияние температуры в пласте и стволе скважины
Рисунок - начало кристаллизации парафина
2000
1800
1600
1400
1200
1000
800
600
начало кристаллизации парафина
400
200
0
45 48 51 54 57 60 63 66 69 72 75 78 81
Как следует из данных представленного графика, глубина отложения АСПО составляет
510,9 м от устья скважины

9. Влияние газовыделения, скорости движения газожидкостной смеси и шероховатости
стенок труб
Влияние скорости движения газожидкостной смеси
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
Влияние газовыделения
При ламинарном течение формирование АСПО медленное
При турбулизации потока интенсивность отложений вначале возрастает
Дальнейший рост движения газожидкостной смеси ведет к уменьшению
интенсивности отложения АСПО
Влияние шероховатости стенок труб
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

10. Способы борьбы с АСГПО на месторождениях Жетыбай
МЕХАНИЧЕСКИЙ
При котором парафин со стенок трубы
периодический удаляется специальным
скребком и выносится струей на поверхность
ТЕПЛОВОЙ
При котором скважина промывается теплоносителем
(горячей водой или горячей нефтью)
ХИМИЧЕСКИЙ
При котором парафин удаляется с помощью растворителей

11. Благодарю за внимание!!!