WWW.REFERATCENTRAL.ORG.UA - Я ТУТ НАВЧАЮСЬ

... відкритий, безкоштовний архів рефератів, курсових, дипломних робіт

ГоловнаТехнічні науки → Температурний режим свердловин, винесення піску відкладення парафіну, солей і корозія устаткування - Реферат

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


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 істаціонарне 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
Loading...

 
 

Цікаве