Определение межочистного периода депарафинизации скважин по показателю преломления нефти

Аннотация. В статье описана проблема определения точного межочистного периода депарафинизации нефтяных скважин и предложен способ ее решения. Интенсивность парафиноотложения коррелирует с одним из оптических свойств нефти – показателем преломления. Выявлена зависимость между показателем преломления и межочистным периодом.

Ключевые слова. Депарафинизация скважин, показатель преломления, рефрактометр, обводненность, критическое количество прокаченной нефти, оптические свойства нефти.

Важность точного определения межочистного периода депарафинизации скважин (МОП) обусловлена потерями в добыче при запарафинивании скважин вследствие уменьшения проходного сечения НКТ, а также дополнительными экономическими затратами, возникающими при просрочке или раннем подходе к очистке скважины от асфальтосмолопарафиновых отложения (АСПО).

Целью работы является создание способа расчета МОПа скважин для месторождений Западной Сибири, который, предположительно, позволит более точно определять МОП и, тем самым, избегать неоправданных экономических затрат.

Задачи:

• Выявить зависимость между показателем преломления нефти и критическим количеством прокаченной нефти (ККПН – объем прокаченной через скважину нефти, за период между двумя профилактическими обработками)

• По установленной зависимости определить теоретический МОП для конкретной скважины и сравнить его с промысловым (эмпирическим)

• Сделать выводы о целесообразности использования полученной зависимости для определения МОП

Состояние нефтяной скважины в условиях интенсивного парафинообразования может быть охарактеризовано рядом стандартных технических показателей, используемых в качестве контрольных. К ним можно отнести следующие:

–механический показатель, отражающий изменение максимальной нагрузки на головку балансира станка-качалки (в случае эксплуатации скважины ШГН);

–энергетический показатель, характеризующий величину силы тока на ЭД СК (тоже ШГН);

–технологический показатель, учитывающий изменение текущего дебита скважины.

По мере выпадения и роста объема отложений АСПО на поверхности глубинно-насосного оборудования происходит изменение этих контрольных показателей, достигающих своего максимального (минимального) значения в период полного запарафинивания скважины. Величины контрольных показателей, снятых в этот период, являются критическими. Когда указанные параметры достигают своих критических значений, наступает период очистки скважины от АСПО [1].

Однако не всегда достижение контрольными показателями критических значений указывает на запарафиненность скважины. Например, в случае с изменением дебита причин может быть множество, начиная с негерметичности ЭК, заканчивая изменением энергетического состояния залежи.

В качестве еще одного критерия, характеризующего состояние скважины, в данной работе предлагается использовать показатель преломления пробы добываемой нефти.

В данной работе для определения преломления использовался оптический рефрактометр. Выбор скважин-кандидатов желательно осуществлять в шахматном порядке для повышения вероятности получения минимального и максимального значений.

Для исследования были отобраны пробы с 17 скважин: 12 с Конитлорского месторождения, 3 с Русскинского и 2 с Родникового преимущественно с юрских пластов.  Стоит отметить, что определялся показатель преломления чистой нефти. Кроме того, было отобрано 4 контрольных пробы, на которых в дальнейшем опробовалась методика.

По эксплуатационным сводкам 17-ти выбранных скважин определялся объем добытой жидкости в периоды между обработками и, с учетом обводненности, рассчитывалось критическое количество прокаченной нефти.

По полученным значениям строится зависимость ККПН от показателя преломления нефти (Рис.3). Коэффициент достоверности аппроксимации составляет 85%, т.е. данная модель объясняет 85% вариации или колеблемости зависимой переменной.

Методика определения МОП предельно проста. В общем виде она выглядит так:

• По показателю преломления определяется ККПН

• С учетом обводненности определяется соответствующее количество жидкости Vж (м³)

• Определяется теоретическая производительность насоса Q (м³/сут)

• МОП = Vж/ Q

Как уже говорилось выше, помимо 17 проб для установления зависимости, были отобраны еще 4 пробы для проверки теории и, соответственно, определены их показатели преломления (ПП). Методика подробно описана на примере скважины  Русскинского месторождения. ПП нефти скважины  равен 1,5122, что соответствует трем ста семидесяти пяти м³ нефти, добытым за период между обработками (Рис.3).

Рисунок. Зависимость ККПН от ПП

С учетом обводненности это составляет 1072,6 м³ жидкости (V_ж). Объем жидкости делится на производительность насоса, но не на номинальную, а на фактическую (Q_факт.), поскольку номинальная производительность не отражает реальный режим работы скважины. В итоге получаем МОП для данной скважины, равный 55 суток против 35 планового.

• η = 1,5122

• ККПН = 375,4  м³

• V_ж = 375,4/0,35= 1072,6 м³

• МОП = V_ж/ Q_факт. = 1072,6 /19,5  = 55 сут

Отбор проб нефти из скважин и построение зависимости между показателем преломления и ККПН периодически повторяют, поскольку свойства нефти меняются в процессе разработки. Найденная зависимость может служить для прогноза МОП всего фонда скважин при дальнейшей разработке.

Выводы:

• Определены показатели преломления 21 пробы нефти с месторождений НГДУ «Комсомольскнефть»

• Получена зависимость  между показателем преломления нефти и критическим количеством прокаченной нефти (ККПН)

• На основании выявленной зависимости определено значение межочистного периода для четырех скважин

Таким образом, описанная методика претендует на роль теоретического обоснования подбора межочистного периода скважин. С вероятностью 85 % можно утверждать, что МОП, подобранный таким образом, будет корректным, что позволит сократить расходы за счет уменьшения числа обработок.

Не исключено, что теоретический МОП получится меньше промыслового. Тогда экономия будет состоять в предупреждении непроходов, устранение которых потребует более дорогостоящих обработок.