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