Материал: Технологические процессы и технические средства для глубинно-насосной эксплуатации нефтяных скважин
– Баклановское месторождение, скважина № 653; { – Гожанское месторождение, скважина № 870;
U – Таныпскоеместорождение(Петуховскаяплощадь), скважина№397
Рис. 6.1. Зависимость кинематической вязкости оттемпературы добываемой жидкости (нефти) месторождений
ООО«ЛУКОЙЛ-Пермь» поданныманализа поверхностных проб
– Москудьинское месторождение, скважина № 1503; { – Гожанское месторождение, скважина № 870;
U – Степановское месторождение, скважина № 101
Рис. 6.2. Зависимость кинематической вязкостиоттемпературы водонефтяной эмульсии месторождений ООО«ЛУКОЙЛ-Пермь» по данным анализа поверхностных проб
231
– скважина № 13 (пласт Т) Р = 131 атм (Рs = 126 атм); z – скважина № 13 (пласт Т) Р = 75 атм (Рs = 70 атм); S – скважина № 13 (пласт Т) Р = 1 атм (Рs = 0 атм);
– скважина № 10 (пласт Т) Р = 104 атм (Рs = 99 атм); { – скважина № 10 (пласт Т) Р = 45атм (Рs = 40 атм); U – скважина № 10 (пласт Т) Р = 1 атм (Рs = 0 атм)
Рис. 6.3. Зависимость кинематической вязкости от температуры добываемой жидкости (нефти) Аптугайского месторождения
ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь» при различных давлениях насыщения (Рs)
3. Разные значения температуры насыщения нефти парафином. Данный информативный показатель связан с явлениями ассоциации и структурообразованиями и определяет границы управляющего, например, теплового воздействия на добываемую жидкость (нефть). Зависимости, характеризующие структурообразование нефти для ряда месторождений ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь», представлены на рис. 6.4. По виду данных зависимостей задается, например, режим теплового воздействия на добываемую жидкость (нефть) для исключения осложнений при ее добыче [181].
Установленная в результате проведенных исследований температура насыщения нефти парафином соответствует такой температуре, при которой из нефтяных фракций выделяется растворенная вода, парафины, бензол, видимые невооруженным глазом [179, 181].
232
z– зависимость, характеризующая структурообразования в нефти скв. № 84 Верхне-Чусовского месторождения;
– зависимость, характеризующая структурообразования в нефти скв. № 48 Лемзерского месторождения;
S – зависимость, характеризующая структурообразования в нефти скв. № 474 Сосновского месторождения;
1 – точка перегиба (температура насыщения нефти парафином) Рис. 6.4. Зависимость, характеризующая структурообразование нефти
Таким образом, как следует из выполненных исследований, естественными физико-химическими параметрами, определяющими эффективность путевой тепловой обработки добываемой жидкости (нефти), являются:
–вязкость добываемой жидкости;
–содержаниесмол, парафинов, асфальто-смолистыхвеществ, Н2О;
–температура застывания добываемой жидкости (нефти);
–температура насыщения нефти парафином;
–реологические свойства добываемой жидкости (нефти). Причем во всех тех случаях, когда традиционные методы
предотвращения осложнений при добыче нефти по причине АСПО по экономическим и техническим показателям малоэффективны, то в данной ситуации перспективным является путевой прогрев жидкости нефтяных скважин с использованием внутрискважин-
ных нагревателей [156, 157, 158, 159, 160, 161, 166, 167, 168, 182].
233
Нагреватели внутрискважинные могут быть исполнены следующим образом:
а) протяженные распределенные нагреватели:
–высокотемпературный и низкотемпературный участок внутрискважинного нагревателя размещен на наружной поверхности колонны НКТ;
–высокотемпературный участок внутрискважинного нагревателя размещен на наружной поверхности колонны НКТ, а низкотемпературный участок размещен на дневной поверхности;
–высокотемпературный и низкотемпературный участок внутрискважинного нагревателя размещен во внутренней полости колонны НКТ;
–высокотемпературный участок внутрискважинного нагревателя размещен во внутренней полости колонны НКТ, а низкотемпературный участок размещен на дневной поверхности;
–низкотемпературный и высокотемпературный участок внутрискважинного нагревателя на наружной поверхности колонны НКТ;
–низкотемпературный и высокотемпературный участок внутрискважинного нагревателя во внутренней полости колонны НКТ;
–высокотемпературный внутрискважинный нагреватель размещен на наружной поверхности колонны НКТ;
–высокотемпературный внутрискважинный нагреватель размещен во внутренней полости колонны НКТ;
–участки внутрискважинного нагревателя в любой последовательности размешены как на наружной поверхности колонны НКТ, так и во внутренней полости НКТ;
–участки внутрискважинного нагревателя в любой последовательности размещены в два ряда и более вдоль наружной поверхности колонны НКТ;
б) внутрискважинные нагреватели при наличии протяженных распределенных участков и сосредоточенных источников тепловой энергии:
–участки внутрискважинного нагревателя (высокотемпературный и низкотемпературный) в любой последовательности размеще-
234
ны на наружной поверхности колонны НКТ и дополнены сосредоточенными источниками тепловой энергии;
–участки внутрискважинного нагревателя (высокотемпературный и низкотемпературный) в любой последовательности размещены во внутренней полости НКТ и дополнены сосредоточенными источниками тепловой энергии;
–участки внутрискважинного нагревателя (высокотемпературный и низкотемпературный) в любой последовательности размещены как на наружной поверхности колонны НКТ, так и во внутренней полости НКТ и дополнены сосредоточенными источниками тепловой энергии;
–участки внутрискважинного нагревателя в любой последовательности размещены в два ряда и более вдоль наружной поверхности колонны и дополнены сосредоточенными источниками тепловой энергии.
Предложенные технические решения, касающиеся конструкций внутрискважинных нагревателей, предназначены для тепловой обработки жидкости в следующих режимах [171, 176]:
а) путевой нагрев жидкости в пластовых условиях до температуры пласта;
б) путевой нагрев жидкости под давлением до температуры плавления парафина (парафинистая нефть);
в) путевой нагрев жидкости под давлением до температуры плавления асфальтенов (асфальтеносодержащая нефть);
г) путевой нагрев жидкости до температуры, превышающей температуру насыщения нефти парафином;
д) путевой нагрев жидкости до температуры, свыше которой происходит незначительное снижение ее вязкости;
е) путевой нагрев среды выше температуры гидратообразования с учетом давления по стволу скважины;
ж) путевой нагрев жидкости до температуры, при которой меняются ее реологические свойства.
Выбор конструкции, геометрические размеры протяженных нагревателей, режимы их эксплуатации определяются с использова-
235