Методологія експлуатації нафтових свердловин у випадку небезпеки парафіновідкладання

Abstract

Досліджуються принципи встановлення термодинамічного режиму привибійної зони під час припливу до свердловини газованої нафти (механічної суміші газонасиченої нафти і вільного нафтового газу) формулюється методологія експлуатації нафтових свердловин за небезпеки парафіновідкладання з уточненням методики оцінки радіуса області можливого відкладання парафіну. Роботу виконано з використанням основних положень і методів підземної гідрогазомеханіки і термодинаміки нафтового пласта. Показано, що з метою отримання більшого дебіту свердловини доводиться встановлювати технологічний режим із підвищеною депресією тиску (на 10-40%) і, як наслідок виникають великі зони розгазування нафти (по радіусу до 20% від області дренування), зниження температури потоку газованої нафти, фазовий перехід нафта-твердий парафін за певних термобаричних умов, відкладання парафіну в каналах фільтрації і зниження поточного дебіту. Розроблено уточнену методику оцінки температурного стану привибійної зони нафтового пласта і розрахунку радіуса області можливого відкладання парафіну. Отримано залежність для температури газонафтового потоку, із якої виведено критерії за величиною газового фактора, на основі яких рекомендовано встановлювати оптимальний, допустимий або граничний технологічний режим експлуатації свердловини. Вперше обґрунтовано, що кольматація парафіном привибійної зони супроводжується випаданням останнього й на двох ділянках стовбура свердловини – безпосередньо над фільтровою зоною і з розривом (через певний інтервал) вище рівня температури насичення нафти парафіном. Подано приклад розрахунків стосовно одного із родовищ, результати яких задовільно підтверджуються практикою.

The article deals with the study of principles of the bottom-hole zone thermodynamic regime setting when the inflow of gas-cut oil (mechanical mixture of the gas-saturated oil and free petroleum gas) to the well takes place and the oil wells operation methodology in case of paraffin deposition risk is formed with the specification of the radius assessment methodology of the area where paraffin deposition is possible. The article has been written by using the main points and methods of the subsurface hydraulic-and-gas mechanics and thermodynamics of oil reservoir. It has been shown that in order to increase the well flow rate it is needed to set a technical regime with an increased pressure depression (by 10-40%) and, as a result, great oil degassing zones (along the radius up to 20% from the drainage area), decrease of gas-cut oil flow temperature, phase transition of oil-paraffin wax under certain pressure and temperature conditions, paraffin deposition in filtration channels and current flow rate decrease emerge. Corrected methodologies for temperature state assessment of the oil reservoir bottom-hole zone and radius calculation of the possible paraffin deposition area have been developed. The oil and gas flow temperature dependence has been obtained. The criteria according to the gas factor value have been developed on its basis. Based on these criteria it has been recommended to set an optimal, allowable or boundary technological regime of well operation. It has been grounded for the first time that the bottom-hole paraffin colmatation is accompanied by its sedimentation in both sections of the well bore, i. e. directly above the filtration zone and with the fracture (after a certain interval) higher than the temperature level of the oil saturation by paraffin. An example of one field calculations has been provided. Their results are satisfactorily confirmed by practice.