Газодобывающей промышленности

       - периодичность проведения мероприятий по ингибированию. 

2.8 Основные направления исследований и организации работ по предупреждению и удалению парафиноотложений 

       1. В связи с ростом добычи  нефти на КНГКМ определить  для нефтеконденсатных смесей данного месторождения скорости образования парафиноотложений и количество необходимых реагентов – ингибиторов и удалителей в зависимости от соотношения парафинов, смол и асфальтенов в сырье.

       2. Установить скорость образования  отложений в различных участках

      технологической схемы в зависимости от тех или иных факторов, в т. ч. От соотношения парафинов, смол и асфальтенов в исходном сырье и конденсатах,

      получаемых  на различных ступенях сепарации, а  также от типа применяемого

      ингибитора  парафиноотложения.

       3. Разработать методику мониторинга парафиноотложений для КНГКМ.

       4. Определить эффективность применения  и уточнить расходный показатель намеченного к применению ингибитора и растворителя парафиноотложений.

       5. Исследовать возможность использования  конденсата, выделяемого после НТС, для удаления парафиноотложений, с предварительным определением его растворяющей способности отложений парафина, отлагаемых на различных участках добычи, транспорта и подготовки нефти и газа.   

       Тепловое  воздействие — один из наиболее эффективных методов воздействия на пласт для интенсификации добычи и повышения нефтеотдачи. Повышение продуктивности скважин при тепловом воздействии определяется целым рядом явлений: растворением отложившихся на стенках поровых каналов парафинов и асфальтено-смолистых веществ, изменением реологических свойств нефти, возникновением термических напряжений и микро разрушением горных пород и т. п.

       При повышении температуры выпавшие парафинистые и асфальтено-смолистых вещества растворяются в нефти, в результате чего увеличивается радиус поровых каналов и, соответственно, проницаемость пористой среды.

       Влияние температуры на интенсификацию добычи за счет изменения реологических  свойств нефти носит более  сложный характер. При нагреве  происходит резкое снижение вязкости и предельного напряжения сдвига, результате чего дебит скважины возрастает. Однако при этом снижаются упругие (вязкоупругие) свойства нефти. Наличие этих свойств приводит к выравниванию профиля притока. Поэтому ослабление вязкоупругих свойств нефти при нагреве вызовет усиление неравномерности профиля притока, несмотря на общее увеличение дебита скважины. Это уменьшит объемы нефти, добываемой из низко проницаемых про пластков, будет способствовать прежде - временному обводнению скважины.

       При забойную зону прогревают закачкой пара, термохимическим воздействием или с помощью скважинного электронагревателя.

       Скважинный  электронагреватель спускают скважину на кабель- тросе. Для его спуска и подъема применяют самоходную установку СУЭПС-1200 (самоходная установка для Электра прогрева скважин глубиной до 1200 м). Электра - тепловую обработку призабойной зоны производят периодически. Время воздействия в зависимости от условий составляет несколько дней, а период работы скважин между двумя воздействия ми — несколько месяцев.

      

1 — кабель-трос; 2 — головка электронагревателя; З — гидрофлавец; 4 — клеммная полость; 5 — трубчатые электрические нагреватели; б — перфорированный кожух; 7 — муфта для установки манометра.

       Рисунок 2.3 - Глубинный электронагреватель 

      

1 —  манифольд; 2— нагреватель; 3 — система воэдухоподачи; 4 — КИП,  система автоматического регулирования; 5 — насос 2НП- 160; 6 — траисмиссия привода оборудования; 7 — топливная система.

       Рсисунок 2.4 - Агрегат 1АДП-4-150

       При паротепловой обработке призабойной  зоны пласт нагревают за счет закачиваемого в него перегретого водяного пара. После определенного времени нагнетания устье скважины на некоторое время закрывают. Затем эксплуатацию скважины возобновляют.

       В скважинах, добывающих парафинистые нефти, обычно происходит запарафинивание насосно-компрессорных труб, уменьшение их внутреннего диаметра. В результате гидравлические потери возрастают, что приводит к снижению дебита. Удаляют парафин с внутренней поверхности труб скребками или с помощью пара.  

       2.9 Расчет газосепарации фонтанных подъемников  

       Для расчета коэффициента сепарации  воспользуемся следующими зависимостями:

       для башмака фонтанного лифта

                                                                          (2.1)

       Для приема ШСН

                                                                          (2.2)

       где s₀ – коэффициент сепарации газа на режиме нулевой подачи

       

       d_нар – наружный диаметр НКТ, м; q_ж- объемный расход жидкости в условиях приема оборудования, м³/с; w₀- относительная скорость газовых пузырьков, м/с; F_эк- площадь поперечного сечения обсадной колонны, м².

       Относительную скорость газовых пузырьков для  безводной нефти определяют по следующей  зависимости:

         
 

            (2.3)

       где g- ускорение силы тяжести, равное 9,81 м/с², s_нг- коэффициент поверхностного натяжения системы нефть-газ, Н/м; d_п-диаметр газового пузырька; в расчетах принимают равным 5×10^-4м; w_г- приведенная скорость газовой фазы, м/с;

                                                                                                       (2.4)

      V_г- объемный расход газовой фазы при данных термодинамических условиях, м³/с; f- площадь сечения трубопровода, м²; Re_н- число Рейнольдса для нефти

                                                                                          (2.5)

       w_н- приведенная скорость движения нефти, м/с

                                                                                              (2.6)

       D_э- эквивалентный диаметр подъемника (м), принимаемый равным внутреннему диаметру трубы круглого сечения и вычисляемый для кольцевых и серповидных сечений по формуле

                                                                                         (2.7)

       q_н –объемный расход нефти в условиях приема, м³/с; А- угол отклонения скважины от вертикали, градус. Форма справедлива для А до 22⁰.

       Для обводенной продукции скважины при  а при

       Прежде  чем рассчитать коэффициент сепарации при эксплуатации безводной скважины, необходимо рассчитать относительную скорость газовых пузырьков w₀.

       Для расчета приведенной скорости    газа  рассчитывают объемный расход газа в условиях приема насоса

                                  (2.8)

       где z- коэффициент сверхсжимаемости газа: для условий данного примера принять z=0,91; р_ст Т_ст- соответственно стандартные давление (0,1 МПа) и температура (293 К); n₀- объемная обводненность при давлении приема

                                               (2.9)

       Q_вд- объемный расход дегазированной воды, м³/сут; b_в (р_пн) – объемный коэффициент воды при давлении приема. В расчетах b_в принимать постоянным и равным 1.

       При эксплуатации скважины фонтанным способом и ШСНУ площадь сечения трубопровода определяют так

                                                                                                  (2.10)

       При эксплуатации скважин УЦЭН

                                                                       (2.11)

       Затем рассчитывают приведенную скорость нефти ф.. для фонтанной скважины и скважины с ШСНУ

                                                  (2.12)

       Находят число Рейнольдса для нефти Re_н и относительную скорость газовых пузырьков. Затем по соответствующим формулам для каждого дебита рассчитывают коэффициенты сепарации и строят зависимости или

       Влияние температуры на давление насыщения

                                                                               (2.13)

       где р_{нас t} – давление насыщения при температуре t, МПа;

       

       Г_о- газовый фактор однократного разгазирования при 20⁰С, приведенный к нормальным условиям, м³/т.

       В условиях примера газовый фактор приведен к стандартным условиям. Его пересчитывают для нормальных условий

       

       Выражают  газовый фактор в м³/т, для чего полученный Г₀ делят на плотность дегазированной нефти р_нд

       

       Рассчитывают:

       Коэффициент k

       

       давление  насыщения при температуре на приеме насоса

       

       Коэффициент сепарации газа у приема ШСН

       

       При  давлении у приема р_пн=6 МПа объемный коэффициент нефти b_н=1,2. Таким образом, коэффициент сепарации (принимая w₀=0,02 м/с)

       

       Совершенно  очевидно, что сепарация газа снижает  полный газовый фактор после выхода продукции скважины из насоса, а  также снижает и давление насыщения. Таким образом, требуется вычислить  фактический газовый фактор Г_{0 факт} и новое давление насыщения р_нас для расчета движения продукции скважины в НКТ после выхода из насоса.

       Для оценки величины Г_0пн (р_пн) можно воспользоваться следующей зависимостью (при содержании азота до 40%):

       

       где N_N2 – содержание азота в нефтяном газе %.

       Таким образом, фактический газовый фактор при частичной сепарации газа у приема погружного оборудования рассчитывают по следующей формуле:

       

       

       Таким образом, фактический газовый фактор после выхода продукции из насоса равен Г_{о факт}= 110,95 м³/ м³. Давление насыщения, соответствующее фактическому газовому фактору р_нас может быть найдено из следующей зависимости

       

       или для условий задачи

       

       Следовательно, сепарация газа у приема скважинного оборудования приводит к существенному  изменению как газового фактора, так и давления насыщения.