Станом на сьогодні у нас: 141826 рефератів та курсових робіт
Правила Тор 100 Придбати абонемент Технічна підтримка
Скористайтеся пошуком, наприклад Реферат        Грубий пошук Точний пошук
Вхід в абонемент








Реферат на тему:

Температурний режим свердловин, винесення піску відкладення парафіну, солей і корозія устаткування

Високі пластові температури і дебіти нафти визначають особливий температурний режим свердловин, що робить вплив на роботу підземного устаткування і системи збору і підготовки нафти.

На мал. 9 приведена залежність температури газонафтового потоку від продуктивності свердловин. Як видно з малюнка

Гирлова температура із збільшенням дебіту інтенсивно росте. Встановлено, що при певних умовах це явище І спостерігається на всіх родовищах, проте інтенсивність його різна.

9. Гирлова температура нафти Радянського (1), Ватінського (2), Усть-Баликського (3), Трьохозерного (4) родовищ

10. Інтенсивність запарафінування і міжочисний період свердловин родовищ:

Усть-Баликського при діаметрі підйомника 51 мм; г — Запахідно - Сургутського при діаметрі підйомника 51 мм; 3 — того ж родовища при діаметрі підйомника 63 мм; 4 — Трьохозерного при діаметрі підйомника 51 мм

 

 

 

Родовище

|

 

 

 

Пласти

| Мінімальний

дебіт (т/діб) без запарафінува-ння

труб при діаметрі, мм

 

 

| Глибина початку відкладень парафіну, м* | Темспература початку масовій кристалізації парафіну, 0С | Умови

початку запарафінування

підйомних

труб

Температура, 0С | Тиск, кгс/см2

 

51 | 63

 

Самотлорське

|

АВ1

БВvп-vш |

480– |

590

100 |

600–650– |

44–46 34––––

Радянське

| АВ1

БВVШ | 100

80 | 120

100 | 650 –700– |

34

21 | 28–30– |

45–60–

Ватінське

| АВ1

БВVШ | 160

100 | 200

120 | 650–700– |

41

21 | 37–40 |

50–65

Усть-Баликське

 

| BC1

БСІІ+Ш

БСХ | 110–120

120

140 | 130

130

180 | 550–600

550–600

900-950 | 29–30

31– |

26–30

26–30– |

45–56

45–56–

Западно-

Сургутське

| БСІІ

БСІІ+Ш

БСХ | 130

130

140 | 150

150

180 | 750–800

750–800

950 | 31-32–– |

32–35

32–35

34–36 | 75

75

80

Тетерево-

Мортимьнське

| П | 50 | 130 | 150 | 32–35 | 31–34 | 45–60

Трьохозерне

| П | 50 | 130 | 300 | 32—35 | 31—34 | 45-60

* При проектному середньому дебіті свердловин і діаметрі труб 63 мм.

При певних дебітах (понад 50 т/сут — для родовищ Шаїмської групи, зверху 130—150 т/сут — для родовищ Сургутського району, понад 110 т/сут — для родовищ Ніжневартовського району) запарафінування підйомних труб практично виключається (табл. 20).

Після появи перших кристалів на стінах устаткування процес запарафінування розвивається в стовбурі свердловини і продовжується у викидних лініях системи збору нафти.

На мал. 10 приведена залежність інтенсивності запарафінування підйомних труб і їхнього міжочисного періоду від продуктивності свердловин. Як видно, міжочисний період свердловин міняється по параболічному закону.

Особливістю розрізу нафтових родовищ Західного Сибіру є наявність вічномерзлих товщ породи. В північній частині рівнини (з перспективною нафтоносністю) розташована зона монолітного або слоїстого їхні залягання великої потужності. В нафтоносних районах Середнього Пріоб’я розкриті товщі реліктових мерзлих порід.

Мерзлі породи в розрізі родовищ впливають на температурний режим свердловин; у свою чергу при підйомі гарячій Нафті порушується термодинамічна рівновага в мерзлій породі. Встановлено, що при експлуатації свердловин під дією тепла висхідного потоку нафти відбувається швидке (протягом декількох годин) растеплення породи навкруги стовбура. Термограма в зоні вічномерзлих порід відхиляється у бік пониження температури; при роботі свердловин тут наголошується підвищена теплопередача в навколишнє середовище.

Зміна температурного режиму роботи свердловин через наявність вічномерзлих товщ порід впливає на умови їх запарафінування. Встановлено, що інтервал почала відкладень парафіну дещо збільшується; мерзлота, оточуюча свердловину» сприяє більш інтенсивному охолоджуванню газонафтового потоку. Проте в умовах родовищ Середнього Приоб’я вплив зони вічномерзлих порід на інтенсивність запарафінування підземного устаткування неістотний.

ТЕПЛОВА ДІЯ НА ПРІЗАБОЙНУЮ ЗОНУ СВЕРДЛОВИН

Теплова дія на нафтові пласти, що розробляються, і призабійну зону свердловин застосовується в тих випадках, коли родовище характеризується високою в'язкістю і підвищеною густиною нафти в пластових умовах, великим вмістом в продукції парафіну, смол і асфальтенів. Витягати таку нафту звичайними методами скрутно. Теплові методи дії в поєднанні з хімічними і іншими в таких випадках дають добрі результати.

Крім того, на родовищах, що тривало розробляються, у міру дегазації пластів також підвищується в'язкість і густина нафти в пластових умовах, порушуються умови фазової рівноваги в пласті, нафта стає малорухливою, в'язкі плівки її щільно обволікають піщинки, утрудняючи просування рідини з віддалених зон пласта до забоїв діючих свердловин. При незмінному закономірному зниженні температури пласта відбувається випадання крупиць парафіну, смол і асфальтенів, які закупорюють паровий простір пласта, знижуючи дебіти свердловин.

Послідовному зниженню температури пласта сприяють провисання, що також проводяться на промислах, по підтримці пластового тиску закачуванням холодної води, а також при промивках свердловин холодною водою і т.д. Холодна вода, велика кількість якої потрапляє в призабійну зону свердловин і на бар'єр контуру залягання нафти, знижує температуру пласта, погіршуючи термодинамічний стан останнього і утрудняючи умови руху нафти по пласту.

Заходи щодо теплової дії запобігають утворенню парафінистих і смолянистих відкладень в пористому просторі пласта і сприяють збільшенню поточної і сумарної здобичі нафти.

Прогрів призабійної зони, крім того, подовжує міжремонтний період роботи свердловин, оскільки завдяки постійному прогріванню знижується в'язкість нафти, підвищується її температура; в цьому зв'язку зменшується і кількість парафіну, що відкладається на стінах підйомних труб і у викидних лініях.

Відомо декілька способів теплової дії на нафтові пласти і призабійную зону свердловин: пором, гарячій водою, створенням внутрішньо-пластового вогнища горіння (ВДОГ), що рухається, і електротепловою обробкою.

Основним призначенням теплової дії на призабійну свердловину практично всіх теплових методів є збільшення проникності призабійної зони за рахунок розчинення на стінах пір відкладень парафіну і адсорбційний – сільватних шарів активних компонентів нафти, таких як смоли, асфальтени, органічні кислоти. Продуктивний пласт поблизу свердловини нагрівають двома способами: за допомогою нагрівача, що поміщається на забої свердловини (електронагрівач, газовий пальник або термоакустичний випромінювач), або закачуванням теплоносія в пласт (насичений або перегрітий пар, гаряча вода, нафта або розчинник).

Щонайбільше розповсюдження на промислах отримали циклічне і стаціонарне електропрогрівання, термоакустичне і пароциклічне дія на призабійну зону. Кожний з методів має свою специфіку і область застосування, володіє властивими йому перевагами і недоліками.

БОРОТЬБА З ВІДКЛАДЕННЯМ ПАРАФІНУ І СОЛЕЙ

Значна частка ускладнень при здобичі нафти і газу відбувається через парафінові відкладення в НКТ. В нафті досить часто міститься така кількість парафіну, який при певних умовах виділяється з неї і відкладається на забої свердловини, в підйомних трубах і у всіх поверхневих спорудах, по яких протікає нафта. Так, наприклад, в нафтах родовищ Башкирії, Татарія, Тюмені, Мангишлака і ін. зміст парафіну досягає 30%. Нафти родовищ Азербайджану, таких як Мішовдаг, Сангачали-море — Дуванний-море — о. Булла — Піщаний, містять в своєму складі від 10 до 27% парафіну.

Парафін відкладається в ліфтових трубах при всіх способах експлуатації (фонтані, ергазлифтному і глибинно-насосному), зменшує перетин труб і приводить до зниження здобичі нафти. В певних умовах він може відкладатися у викидних лініях і колекторах, в призабійної зоні свердловин, а можливе, і безпосередньо в нафтовому пласті при його заводнюванні холодною водою.

На морських нафтових родовищах викидні лінії свердловин прокладені, в основному, по дну моря і мають достатньо велику протяжність. Швидке охолоджування їхньої продукції в лініях приводить до рясного відкладення парафіну в певних зонах, що є причиною їхньої закупорки. Подальше очищення цих ліній зв'язано з великими труднощами, а іноді і неможлива унаслідок їхньої переплетеності.

Парафін відноситься до твердих граничних вуглеводнів, молекула його містить від 18 до 35 атомів вуглецю. Він випадає з нафти у вигляді найдрібніших твердих кристалів. Густина парафіну змінюється від 880 до 915 кг/м3, температура плавлення в межах 42—55‘С.

Температура, при якій в нафті з'являються тверді частинки парафіну, називається температурою почала кристалізації і знаходиться в межах 15—350С. Випаданню парафіну сприяє пониження температури унаслідок розширення газу, при зниженні тиску у міру руху по стовбуру до гирла свердловини, малі швидкості руху нафти, шорсткість стін труб.

Відкладення у міру просування нафти по підйомних трубах посилюється від забою до гирла. Найбільш інтенсивно парафін відкладається у верхній частині труб на відстані 400—600 м. від гирла. Товщина шару парафіну збільшується в напрямі від забою до гирла.

ВІДКЛАДЕННЯ ПАРАФІНУ В ГАЗЛІФТНИХ СВЕРДЛОВИНАХ

При експлуатації свердловин деякі нафти виділяють парафін, який відкладається на внутрішній поверхні підйомних труб або експлуатаційної колони. Це явище викликається охолоджуванням нафти, пов'язаним з розширенням газу. Розширення газу і охолоджування нафти в основному відбуваються у верхній частині свердловини, де і відкладається парафін. В газліфтних свердловинах парафіну відкладається більше, ніж в свердловинах фонтанів, як унаслідок того, що в ці свердловини подається ззовні охолоджений газ, так і в результаті більшої роботи розширення газу. Крім того, звичайно зважені частинки в нафті служать ядрами, навкруги яких утворюється водонафтова емульсія і випадає парафін.

Існують наступні методи видалення парафіну: 1) закачування в свердловину розчинників парафіну, наприклад бензолу, бензину, важких дистилятів; часто перед закачуванням розчинники необхідно підігрівати; 2) безпосередній підігрів для розплавлення парафінових відкладень; 3) попередній нагрів закачуваного газу; 4) застосування скребків для видалення парафіну; 5) використовування вибухових речовин.

Теплові методи дії

Вітчизняна і зарубіжна практика показала, що на родовищах з в'язкою і важкою нафтою теплові методи дії на призабійну зону сприяють збільшенню продуктивності свердловин за рахунок зниження в'язкості нафти і очищення каналів фільтрацій від смолянистих, парафінових і інших відкладень. ;..

Відомі наступні способи теплової дії на призабійну зону:

періодичне закачування в призабійну зону підігрітої рідини (нафти, води, нафтопродуктів);

періодичне закачування пару;

періодична або постійна робота забійних електронагрівачів;

прогрівання забою свердловини за допомогою газових або рідинних пальників;

термокислотна обробка призабійної зони.

Наявні в літературі практичні дані показують що найбільш ефективні паро - і електропрогрівання призабійної зони [94]. Циклічна паротеплова обробка полягає в періодичному нагнітанні в пласт насиченого пару. Свердловина зупиняється, витягається устаткування свердловини і в продуктивний пласт закачується пар з таким розрахунком, щоб утворилася парова зона радіусом 10—20 м. Свердловину закривають на 2—3 доби, а потім вводять в експлуатацію. Ефект триває 2—3 міс.

Циклічна паротеплова дія доцільна на родовищах з глибиною залягання продуктивних пластів до 1500 м., містять нафти в'язкістю більше 50 мПа·с (в пластових умовах). При паротепловому дії в'язкість повинна знижуватися в 2—3 разу. Паротепловому дії можуть піддаватися і пласти, насичені малов'язкою нафтою, але з великим вмістом парафіну і асфальтосмолистих компонентів (більше 4 %), причому радіус зони відкладення парафіну в пласті повинен бути більш 7—8 м.

При меншому радіусі зони відкладення парафіносмолистих речовин доцільніше застосовувати інші теплові методи. Товщина пласта повинна бути не менш 5 м., а пластовий тиск в 1,5—1,7 разу нижче робочого тиску установки, вживаної для отримання пару. При розрахунку технологічних показників процесу ураховують, що із зростанням темпу закачування пару зменшуються втрати теплоти.

При паротепловій дії свердловина оснащується спеціальним устаткуванням. Гирлове устаткування складається з арматури АП60-150, лубрикатора ЛП50-150 і колонної головки ГКС. Арматура і лубрикатор розраховані на робочий тиск 20 МПа і температуру пару до 3200С, колонна головка —на тиск до 4 МПа і температуру 1500С. Температурні подовження НКТ компенсуються спеціальними шарнірними пристроями на гирлі, для роз'єднування затрубного простору від закачуваного в пласт пару застосовуються термостійкі пакери.

Для паротеплових обробок призабійної зони використовують пересувні установки парогенераторів ППГУ-4/120М і УПГ-9/120. Максимальний робочий тиск установок 12 МПа, максимальна продуктивність відповідно 4 і 9 т/г. Можна використати і установки ППУА-1200/100 з максимальним тиском 10 МПа і продуктивністю до 1 т/г.

Для здійснення паротеплової обробки призабійної зони звичайно застосовують ППУ-2 паровиробництвом 1 т/г при тиску 60 кгс/см2. Ці установки малопотужні і не розраховані на тривалу безперервну роботу.

В даний час проходять випробування більш потужні установки ППГУ-4/120 продуктивністю 4 т/г при тиску 120 кгс/см2. В США випускаються і застосовуються більш могутні

парогенератори. Ефективність паротеплових обробок випробувана на ряді родовищ і доведена їхня ефективність [94].

 

Мал. IV.9. Схема гирлової арматури для нагнітання в пласт пару або гарячіше води АП60-150:

1 — гирловий сальник; 2 — колона НКТ; 3 — стовбурний шарнір; 4 — гирловий шарнірний пристрій; 5 — перевідна котушка.

Обробка паром і гарячою водою. При цьому способі обробки пласта і призабійної зони свердловин теплоносій — пар одержують від джерела пару полустаціонарних парових котельних і пересувних установок парогенераторів ППГУ-4/120М, «Такума», K.SK; при тиску нагнітання до 40 кгс/см3 використовують парові котельні загального типу з казаном ДКВР і устаткування свердловини (гирлова і внутрішня свердловина).

Гирло свердловини обладнали арматурою АП60-150, лубрикатором ЛП50-150 і колонною головкою ГКС.

Арматура АП60-150 (мал. IV.9) складається з: гирлового сальника 1, призначеного для компенсації теплового розширення колони 2 НКТ, шарнірного пристрою 4 і стовбурного шарніра 3. Шарнірний пристрій забезпечує компенсацію термічних подовжень експлуатаційної колони і паропроводу від парогенератора до свердловини. Стволовий шарнір призначений для компенсації температурних деформацій, а також для компенсації дії можливою моменту сил від паропроводу, що підводиться.

Арматура збирається але двом схемам. По схемі (мал. IV.9, а) на забої свердловини встановлюють термостійкий, якщо відсутні спеціальні пристрої для компенсації температурних подовжень колони НКТ. В другому —

до схеми додають котушку 5. Цю схему застосовують при закачуванні пару з пакером або без строкато із спеціальними пристроями для компенсації температурних подовжень.

Технічна характеристика арматури АП60-150

Гирлова арматура Тиск пару, кгс/см2

Умовне 200

Пробне 300

Температура пару, 0С 320

Допустима компенсація температурних подовжень колони НКТ, мм. 500

Маса, кг 1000

Лубрікатор

Тиск пару, кгс/см2 200

Температура пару, 0С 320

Діаметр проходу, мм. 50

Діаметр дроту, мм. 1,8

Маса, кг. 62,8

Колонна головка

Тиск пару, кгс/см2 40

Температура в заколонному просторі, 0С 150

Маса (при діаметрі обсадних колон, мм) кг

168, 194, 219, 245 і 273 482

168 і 273 541

Для роз'єднування затрубного простору в свердловині від закачуваного пару в пласт призначений термостійкий пакер. Опис пакера даний в розділі І.

Застосування термостійкого пакера при закачуванні пару в пласт виключає необхідність в спуску додаткової ізолюючої колони.

6. РОЗРАХУНОК ВТРАТ ТЕПЛОТИ ПО СТОВБУРУ СВЕРДЛОВИНИ ПРИ ПАРОТЕПЛОВІЙ ОБРОБЦІ

При паротепловій обробці необхідно знати втрати теплоти в свердловині і режимні параметри роботи свердловини 1.

Втрати теплоти по стовбуру свердловини можна визначити по формулі

(IX.15)

де Q — втрати теплоти по стовбуру свердловини, ккал/ч; rв — внутрішній радіус насосно-компресорних труб, м; До — сумарний коефіцієнт теплопередачі, ккал/(м2- К-ч); п — середній коефіцієнт теплопровідності гірських порід, ккал/(м- К-ч); f(т) — втрата теплоти в породі у функції часу за час прогрівання

(безрозмірне число, рівне 2,5 — 4,5); Т0 — температура робочого агента (пара) на гирлі свердловини, До; 0 — середньорічна температура повітря в районі гирла свердловини, До; Н — глибина інтервалу закачування робочого агента, м; — геотермічний градієнт, К/м.

Задача 89. Визначити втрати теплоти в свердловині, якщо rв = = 0,031 м; До = 159 ккал/(м2-К-ч); п = 0,245 ккал/(м- К-ч); t = 10 сут (час прогрівання); / (т) = 3,78 (мал. IX.9); Т0 = 468 До; 0 = 275 До; Н = 1300 м; = 0,0154 К/м. Користуючись формулою (IX. 15), визначимо

Сумарні втрати теплоти за час прогрівання

кал (96 ГДж)

де t — 10 діб — час прогрівання.

Загальна кількість теплоти, підведена до свердловини, визначається по формулі

,

де і — ентальпія пара, що характеризує його теплові властивості (при тиску 1,2 МПа і температурі 468 До і = 672,9 ккал/кг); G — масова витрата закачаного пару, G — 300 т = 300 000 кг. Отже, по формулі (IX. 16)

Q' = 672,9 -300 000 = 201,87*109 кал.

Кількість теплоти, що дійшла до забою

Q" = Q' - Qоб = (201,87 - 22,9) 109 = 178,97- 109 кал (750 ГДж).

Втрати теплоти складають

Мал. IX.9. Графік для визначення втрат теплоти в породі у функції часу Термоакустічна дія на призабійну зону свердловини полягає в сумісній дії на пласт могутніх теплових і акустичних полів. При цьому різко зростає радіус прогрітої зони (до 8 м), відбувається інтенсивне руйнування і винесення з пласта при пуску свердловини в експлуатацію парафіну, бурового розчину і його фільтрату, гідратів газу і деяких солей. Термоакустична дія може здійснюватися в свердловинах глибиною до 2500 м, розташованих на відстані не менш 50 м від фронту нагнітання щоб уникнути прориву води в результаті обробки. При обробках використовується комплекс апаратури, що складається з наземного ультразвукового генератора з блоком автоматичного підстроювання частоти (від 15,5 до 23 кГц), кабелю КПБК і секційного термоакустичного випромінювача, з пермендюра (сплав заліза і кобальту з добавкою ванадію). Випромінювач спускають на колоні НКТ або кабелі-тросі . Електротеплова обробка. Для періодичної електротеплової обробки призабійної зони свердловин застосовують самохідну установку для електропрогрівання свердловин СУЭПС-1200 (мал. IV.10). Полягає вона з трьох електронагрівачів 3 з кабель-тросом 1. КТГН-10, самохідного каротажного підйомного агрегату СькП 5 з лебідкою, розміщених на шасі автомобіля ЗИЛ-157Е, і трьох одноосних причепів ГАЗ-704. На кожному причепі вмонтовується поверхнева електроустаткування: станція управління / і автотрансформатор 2. В комплект установки також входить допоміжне устаткування: гирловий ручний підйомник, блок-баланс, три гирлових затиски і два барабани транспортувань.

Електронагрівач (мал. IV. II) представляє собою електричну трифазну піч опору, виконану з 12 стандартних трубчастих елементів на загальному каркасі, включаються в промислову сіть за допомогою кабель-троса. Споживана потужність такої печі — 13 кВт, маса — 125 кг.

Трубчастий електронагрівач НММ 17,85/21 призначений для свердловин з діаметром експлуатаційних колон 140 мм і більш. Габарити його: діаметр — 112 мм, довжина —3700 мм, маса — 60 кг.

Для стаціонарної електротеплової обробки застосовують піднасосний електронагрівач, що є піччю, в якій в якості гріючих елементів використані стандартні трубчасті елементи для струмоприводу. Споживана потужність такої печі кВт; приєднується вона до промислової сіті напругою 380 В

.

Мал. IV.10. Самохідна установка СУЭПС-1200 в транспортному положенні

Піднасосний електронагрівач підіймається і спускається разом з насосом. Таким чином, прогрівання забою відбувається безперервно і одночасно з процесом здобичі нафти. Для більшої ефективності рекомендується спускати піч у фільтрову частину свердловини (за винятком випадків, коли в останній є дефект). -

В цілому роботи по прогріванню призабійної зони свердловини носять місцевий характер і істотно не впливають на підвищення загальної температури пласта.

Мал. IV. 11. Глибинний електронагрівач:

1 - кріплення кабель-троса; 2 — дротяний бандаж; 3 — кабель-трос КТГН-10;

4 — головка електронагрівача; 5 — азбестовий шнур; 6 — свинцева заливка; 7 — нажимна гайка; 8 — клемна порожнина; 9 — нагрівальний елемент.

Циклічне електропрогрівання полягає в періодичному нагріванні призабійної зони електронагрівачами свердловин. Ціль методу — знищення парафінових і асфальтосмолистих відкладень в призабійній зоні радіусом до 1,5 м. Під час прогрівання експлуатація свердловини припиняється, а насоси свердловин витягаються на поверхню. Тривалість електропрогрівання 3—7 діб. Після припинення прогрівання свердловину необхідно ввести в експлуатацію раніше, ніж парафіно - смолянисті компоненти знов затвердіють на стінах пір. Це накладає обмеження по глибині залягання пластів, що піддаються періодичному електропрогріванню: максимальна глибина 1500 м. Метод застосовується звичайно на родовищах з малов'язкими нафтами. Ефект триває 3—4 міс.

Для циклічного електропрогрівання випускається спеціальна установка 1УЭС-1500. В неї входить переобладнаний каротажний підйомник ПК-2 на базі автомашини ЗИЛ-131 з лебідкою, привід якої здійснюється від двигуна автомашини. Барабан лебідки вміщає 1500 м. кабелю КГТН-10. Кабель броньований, має три струмопідвідні жили і три сигнальні. На ньому в свердловину спускається секційний електронагрівач зовнішнім діаметром 112 мм і завдовжки 3700 мм, максимальною потужністю 25 кВт. Напруга живлення нагрівача 380 В, межі регулювання забійної температури 100—185 0С. Нагрівальним елементом служить блок ТЕН НПСЖ 19/24. В нагрівачі є два термореле, службовців для автоматичної підтримки забійної температури в заданих межах. При спуску електронагрівача використовується гирловий підйомник, що складається з підстави з направляючим роликом і телескопічної щогли з ручною лебідкою. Наземна електроустаткування змонтована на одноосному автопричепі ТАПЗ-155, воно складається з трансформатора ТМП-100/844-1 ЗУ 1 і блоку управління. Методики для визначення технологічних параметрів періодичного електропрогрівання призабійної зони і інших способів теплової дії, викладених нижче, приведені в [26].

Стаціонарне електропрогрівання призабійної зони здійснюється одночасно з експлуатацією свердловини за допомогою піднасосного електронагрівача. Ефективність процесу обумовлюється, не тільки збільшенням проникності в призабійної зоні за рахунок розчинення смолопарафінових відкладень, але і зниженням в'язкості рідини, що здобувається.

Стаціонарне електропрогрівання доцільне на родовищах в'язких (понад 50 мПа·с), парафінистих або смолянистих нафт при глибині залягання до 2500 м, в пластах товщиною не менш 3 м.

При обробках використовується серійно випускається устаткування, призначене для УЕЦН: станція управління, трансформатор, кабель. Застосовуються електронагрівачі різних конструкцій. Максимальна потужність нагрівачів може бути значно вищим, ніж при циклічному електропрогріванні, оскільки частина теплоти несеться потоком рідини.

Найбільш універсальний зі всіх теплових методів очищення свердловин від парафіну електропрогрівання. Інші методи мають обмежену область застосування.

Електротеплову обробку застосовували на багатьох нафтових родовищах Радянського Союзу. Середні показники її ефективності приведені в табл. 1.

Таблиця 1

Техніко-економічні показники електротеплової обробки свердловин

Показники |

Родовище

Арланське | Яблонев-ське | Південний Аламишик | Введенов-ське

Дебіт до підігріву, т/діб .....

Дебіт після підігріву, т/діб Приріст здобичі на одну свердловину, т. | 4,6

12,0

510 | 1,87

2,68

162 | 2,0

4,2

200 | 3,3

4,5

75,2

Для здійснення таких обробок на промислах Радянського Союзу використовують наступне устаткування.

Для електропрогрівання призабійної зони застосовують глибинні електронагрівачі, які спускають в свердловину на спеціальному кабелі. Створена спеціальна пересувна установка для електропрогрівання призабійної зони СУЭПС-1200 [94]. Установка складається з самохідного підйомника і трьох одноосних причепів зі встановленим на них наземним електроустаткуванням (мал. 2).

Самохідний підйомник є станцією, змонтованою на шасі автомашини ЗИЛ-157Е, в якій розміщені

лебідка 2 із знімним кабелем-тросом (КТГН-10) і електронагрівач 3. На причепі розміщені автотрансформатор 5 і пульт управління 6.

Основні технічні дані установки СУЭПС-1200:

Місткість барабана лебідки, м 1200

Тягове зусилля при максимальній швидкості підйому, кгс 1500

Потужність електронагрівача, кВт 21

Вага електронагрівача, кг 60 і 100

Напруга автотрансформатора, В 380 – 560

Максимальна сила струму наземної електроустаткуванні, А. 45

Прогрів призабійної зони виробляється таким чином. Установка СУЭПС-1200 з одним причепом 4 під'їжджає до свердловини. Нагрівач спускають на необхідну глибину. На гирлі

Мал. 2. Схема установки СУЭПС-1200:

1 — автомашина; 2 — лебідка; 3 — електронагрівач; 4 — причіп; 5 — автотрансформатор; 6 — пульт управління.

свердловини кабель закріплюють за допомогою спеціального затиску, а залишок його змотують з лебідки і під'єднують до причепа, який підключають до лінії електропередач. Поки виробляється прогрівання однієї свердловини за допомогою підйомника станції СУЕПС, можна встановлювати нагрівачі в інших свердловинах. Є і стаціонарні нагрівачі [94].

10.6. ПРОЕКТУВАННЯ ПЕРІОДИЧНОЇ ЕЛЕКТРОТЕПЛОВОЇ

ОБРОБКИ ПРИЗАБІЙНОЇ ЗОНИ

Періодична електротеплова обробка призабійної зони [4] - ефективний засіб підвищення дебітів добувних свердловин, коли продукція уявлена в'язкою рідиною (нафтою) в призабійної зоні відбувається відкладення смол і парафінів.

Для розрахунку цього процесу використовується графічна залежність, показана на мал. 44, 45 і 46. Користування вказаними графіками покажемо на конкретному прикладі.

Задача 10.8. Розрахувати основні показники електротепловій обробці призабійній зони свердловини діаметром 168 мм.

Мал. 44. Залежність параметра До продукції при нафті нп >80 мПа·с

Мал. 45. Номограма для розрахунку параметрів періодичної електротеплової обробки призабійної зони Продуктивний горизонт уявлений пісковиком, в'язкість нафти в пластових умовах * з, обводнює продукції В = 0,3. Використовується електронагрівач потужністю

N = 25 кВт, а радіус прогрівання rп = 1,2 м.

Розв'язання. По мал. 44 для обводнювання б = 0,3 визначаємо параметр До : До = 1,1 .

По номограмі для визначення параметрів електротеплової обробки (див. мал. 45) відкладаємо на лівій осі абсцис величину = 1,1 і настроюємо з цієї крапки перпендикуляр до перетину з лінією Dc = 0,168 м і N = 25 кВт. З точки перетину проводимо горизонталь до осі ординат, звідки In Дtзаб = 5,58. Таким чином, підвищення забійної температури складає 265,1 0С. На правій осі абсцис відкладаємо обводнювання В = 0,3 і проводимо горизонталь до перетину з лінією "пісковик, D = 168 мм". З точки перетину настроюємо перпендикуляр перетину з штриховою лінією (крапка А). З крапки А під кутом проводимо лінію до перетину з лівою віссю абсцис, одержуємо

Мал. 46. Номограма для розрахунку тривалості електротеплової обробки = 5,25. Для визначення часу обробки скористаємося номограмою на мал. 46. Відкладаємо на шкалі величину 5,25 і опускаємо вертикаль до перетину з лінією "пісковик". Точку перетину проектуємо на вісь абсцис із значенням rп = 0. Знаходимо крапку Я Через крапку В під кутом 45‘ проводимо лінію.

Відкладаємо на осі r величину r = 1,2 м. Настроюємо перпендикуляр з цієї крапки до перетину з проведеною під кутом 450 лінією. Проектуємо точку перетину (крапка З) на вісь рима часу обробки In т, одержуємо In т— 4,6. Звідки т - 99,5. Таким чином, параметри електротеплової обробки наступні Дtзаб = 265,1 0С