Гиматудинов Ш.К. (ред.) Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти

Подождите немного. Документ загружается.

Расчетное число ступеней

любом

из

пакетов насоса может быть дроб-

ным,

поскольку

за

определяющий параметр каждого отдельного пакета

при-

нят

перепад давления

на его

концах,

а не

число ступеней

пакете. Опреде-

ление числа ступеней

(их

называют работающими), которые создают требуе-

мое давление, потребляемую насосом мощности

и к. п. д.

насоса

при

задан-

ном

отборе жидкости

из

скважины, приведенном

стандартным условиям,

когда часть ступеней

не

сообщает энергии откачиваемой продукции

(эти сту-

пени

называют неработающими).

1. Определяем действительное давление насыщения жидкости нефтяным

(попутным) газом по

(VI.36)

как и выше.

2. Находим давление

на

выходе

из

насоса р

ых

и у

входа

насос

/>в

по

принятой глубине спуска насоса Z-вых

скважину, кривой

P(L

KT)

изме-

нения

давления вдоль колонны

НКТ и

кривой р(Ь

эк

) изменения давления

вдоль эксплуатационной колонны скважины.

3. Если /»вых>Рд нас, находим разность Др=/7„ых—Рднас,

т. е.

прира-

щение давления

на

пути движения продукции через ступени,

которых

она

представлена только жидкостью, поскольку

=0.

Считают,

что все эти сту-

пени

относятся

одному пакету ступеней

—

первому

при

счете порядковых

номеров пакетов

сверху

вниз.

4. Вычисляем

по

(VI. 178) объемный расход продукции через этот пакет.

5. Вычисляем

по

(VI.179)

объемную долю воды.в жидкости

на

пути

че-

рез первый пакет.

6. Вычисляем среднююу плотность жидкости

первом пакете

по

(VI. 180),

где

берем

из п. 1 (см. стр. 285), a Q

— из п. 4.

7. Вычисляем температуру потока, плотность

динамическую вязкость

нефти

воды, кажущуюся кинематическую вязкость эмульсии, число

Рей-

нольдса

коэффициенты

KH,Q, K^

ДЛЯ рассматриваемого пакета,

как ука-

зано

в п.

39а—43а.

8. Определяем объемный расход пресной воды

стандартной темпера-

туры, соответствующий

, как в и. 44а, по <?

из пп. 4 и 7

данной задачи.

По

объемному

расходу

действительной водяной характеристике

насоса определяем напор

и в

развиваемый насосом

при

работе

на

воде,

напор

одной ступени

ст

насоса

по

формуле (VI.173).

10. Определяем давление, создаваемое одной ступенью насоса,

при ра-

боте

на

скважинной продукции

бескавитационном режиме:

где

из п. 6, KH.Q ИЗ П. 7, Я

ст

в из п. 9.

11.

Находим число ступеней

рассматриваемом пакете:

Д2ж=(Рвых—Ря нас)/Дрст,

ГДе Рвых—Ра

нас ИЗ П. 3, а

ДРст

—

ИЗ

П. 10.

12. Находим

к. п. д.

пакета

по

(VI.175),

где г\

в—к. п. д.

насоса

при

работе

на

воде

подачей

которую берем

из п. 8, а

к^—коэффициент,

найденный

в п. 7.

13.

Вычисляем мощность, потребляемую рассматриваемым пакетом:

дЛ^Ю-'СгжДрстДгрж/ть

(VI.184)

где

— из п. 4,

Др

ст

—из

п. 10,

Дг

—из

п. 11, р

из п. 6, т] — из п. 12.

14. Принимая давление

р\ у

входа

первый пакет равным давлению

Рг

на

выходе

из

второго пакета

(в

данном случае р

=р

джйс

=р

), определяем

давление

входа

во

второй пакет ступеней:

Pi=l/V,

(VI.185)

при

машинном счете

следует

принимать

|=кО,9,

при

безмашинном 6=0,75—

0,5

зависимости

от

допускаемой погрешности расчета.

15. Вычисляем среднее давление

во

втором пакете

как

среднеарифмети-

ческое давлений

р\ и р

из п. 14.

291

16. Вычисляем

по

(VI. 161) объемный средненнтегральный

расход

ГЖС

Qcp через второй пакет ступеней, приняв среднюю температуру потока

в па-

кете равной приближенно температуре продукции

эксплуатационной колон-

не

непосредственно

под

основанием электродвигателя насоса

по

(VI. 18),

а значение коэффициента сжимаемости газа

определив

по

(VI.50)

для

средних значений

р и Т в

пакете; определяем объемную долю воды

в жид-

кости,

проходящей через пакет,

по

(VI. 170); определяем среднюю плотность

нефти

по

(VI.42)

воды

по

(VI.44); среднюю вязкость нефти

по

(VI.58)

воды

по

(VI.61);

вычисляем кажущуюся динамическую вязкость продук-

ции

пакете,

как

указано

в п. 18 (см. стр. 287), и

кинематическую вязкость

ее

по

рекомендациям

п. 19 (см. стр. 287),

вычисляем коэффициенты

Ки.я

для

пакета, выполнив действия, предусмотренные

в пп. 20 и 21 (см.

стр.

287, 288).

17. Определяем объемный

расход

воды

стандартной температуры

по

(VI.172),

соответствующий

из п. 16,

подставив

в.

(VI.172)

и KH.Q

из

п. 16.

18. Находим

по

действительной водяной характеристике насоса

и Q

из

п.

напор

насоса

целом

напор Яств одной ступени

его ш>

(VI.173).

19. Находим давление, создаваемое одной ступенью второго пакета,

при

работе

на

скважинной продукции:

где pop

—

средняя плотность смеси

во

втором пакете, определяемая

по

(VI. 166)

для m из п. 1 (см. стр. 285), и Q

из гг. 16, #

т в— из п. 18v

KH.Q

—из п. 16.

20. Находим число ступеней

во

втором пакете

по

формуле

Д2=(/?2—Pl)/APci,

где

и р\ — из п. 14,

Дрст

— из п. 19.

21.

Вычисляем

к. п. д.

второго пакета ступеней насоса

по

(VI.175),

где

т)

в—к. п. д.

насоса

при

работе

на

воде

режиме

подачей

из п. 17;

К- —

коэффициент, найденный

в п. 16.

22. Определяем потребляемую вторым пакетом мощность

при

работе

на

скважинной

продукции, подставив

(VI.184)

Qnp из п. 16,

Арст

и рет — из

п.

19, Аг— из п. 20 и

Т)

— из п. 21.

23.

Определяем параметры третьего

последующих пакетов ступеней

на-

соса, повторяя действия, указанные

в пп.

14—22,

пока

при

определении

дав-

ления

входа

очередной пакет выполняется неравенство р^Рвх;

при

/>1<Рвх

за

давление

входа

последний пакет принимаем давление

вход»

насос.

24. Определяем число работающих ступеней

насосе

число неработающих ступеней

р=2н—

рав,

где

Дг

аб

—

число ступеней

каждом

из

пакетов, повышающих давление

откачиваемой продукции;

—

общее число ступеней

насосе.

25. Суммируя мощности

AN,

потребляемые каждым

из

пакетов

рабо-

тающими ступенями, находим мощность, потребляемую насосом

целом.

26. Полагая,

что

неработающие ступени имеют нулевой

к. п. д.,

находки

к.

п. д.

насоса

при

работе

кавитационном режиме:

292

Если,

приступая к решению второй задачи, находим, что на

выходе

из

насоса /7вых^Рднас, т. е. что во

всех

ступенях насоса

течет

газожидкостная

смесь, то, принимая />2=Рвых, находим давление р\ на

входе

в первый пакет

насоса, как указано в п. 14. Далее выполняем операции, перечисленные

пп.

15—26.

ГЛАВА

VII

ТЕПЛОФИЗИЧЕСКИЕ

МЕТОДЫ ВОЗДЕЙСТВИЯ

НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ ПЛАСТА

Теплофизические методы воздействия на призабойную зону используются

при

необходимости:

а)

удалить

из призабойной зоны парафины, смолы, асфальтены, а также

воду,

фильтрат бурового раствора и некоторых типов соли;

б) установить в пласте вокруг скважины такой термодинамический ре-

жим, который исключал бы дальнейшее снижение нефтепроницаемости;

в) регулировать направление и интенсивность капиллярных и диффузион-

ных сил.

Наибольшее распространение получили циклический и стационарный

электропрогрев, термоакустическое, электромагнитное и пароциклическое

воздействия.

Основные этапы проектирования теплофизических методов следующие:

подготовка исходных данных; выбор способов воздействия и расчеты техно-

логических режимов; оптимизация обработок; прогнозирование экономической

эффективности.

исходным данным для проектирования относятся: глубина залегания

пласта; тип коллектора; теплопроводность насыщенного пласта, скелета пла-

ста; теплоемкость насыщенного пласта, скелета пласта, пластовой жидкости;

толщина пласта; пластовые температура и давление; пористость и нефтепро-

ницаемость пласта; вязкость нефти в пластовых условиях; содержание пара-

финоасфальтосмолистых компонентов; температуры выпадения и плавления

парафиноасфальтосмолистых компонентов; расстояние

между

скважинами;

внутренний диаметр обсадной колонны; дебит скважины до обработки; объем

годовой добычи по обрабатываемым скважинам; себестоимость нефти.

Остальные исходные данные должны быть получены по результатам

пробных испытаний, которые необходимы для:

установления причины снижения нефтепроницаемости пласта, если она

снижается в процессе эксплуатации;

определения радиуса и степени ухудшения проницаемости зоны, распо-

ложенной вокруг скважины;

опробывания

и выбора способов восстановления нефтепроницаемости

Для установления причины снижения нефтепроницаемости в одной иля

нескольких наиболее характерных для залежи скважинах последовательно

осуществляют кратковременные циклическую электротепловую обработку или

термоакустическое воздействие. При этом необходим контроль за состоянием

призабойной

зоны. Испытания прекращаются после получения положитель-

ных результатов от применения одного из этих способов. К возможным

причинам

снижения нефтепроницаемости можно отнести парафинизацию кол-

лектора, глинизацию его, проникновение воды или фильтрата бурового

раствора.

Радиус зоны с ухудшенной нефтепроницаемостью и степень ее

ухудше-

ния

оцениваются путем совместных термогидродинамических исследований.

Сначала определяют относительную продуктивность, т. е. отношение

коэффи-

циента продуктивности данной скважины к эталонной скважине, совершенной

по

вскрытию. Затем последовательно проводят циклический электропрогрев

термоакустическое воздействие, после каждого из которых

удаляют

ве-

293

щества, которые приводили к снижению нефтепроницаемостя, и повторно

измеряют относительную продуктивность скважины.

Радиус г

зоны со сниженной нефтепроницаемостью и степень ее сни-

жения

определяют из

следующих

зависимостей:

(т^

1п

«к/гс+-j;

*) ттг—\ 1

(VIL

ттг—\

где k

к k — нефтепроницаемость соответственно зоны с ухудшенной

прони-

цаемостью и окружающего пласта; Рг\ и Рг

— относительная продуктивность

соответственно до и после воздействия (отношение фактической продуктив-

ности к продуктивности скважины, совершенной по вскрытию); R

, r

, г

— радиус соответственно контура питания (дренажа), скважины, зон

е ухудшенной нефтепроницаемостью и очищенной в

результате

прогрева.

ВЫБОР

СПОСОБОВ

ВОЗДЕЙСТВИЯ

РАСЧЕТЫ

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ

РЕЖИМОВ

НА

ОТДЕЛЬНЫХ

СКВАЖИНАХ

Циклический

электропрогрев

Циклический

электропрогрев заключается в периодическом прогреве при-

забойной

зоны скважинными электронагревателями. Технология и соответст-

вующее

оборудование для этого метода были впервые предложены и развиты

Советском Союзе.

Циклический

электропрогрев наиболее пригоден для месторождений, со-

держащих нефти с суммарным содержанием парафина, смол и асфальтенов

не

менее 3% вес.

Эффективность

процесса

будет

максимальной при

следующих

условиях:

глубина залегания не более 1500 м, степень снижения нефтепроницаемости

из-за

отложений парафиносмолистых компонентов относительно удаленной

зоны

пласта не менее 1,5, толщина пласта не менее 3 м, пористость не ме-

нее 5%, обводненность не более 50%, пластовое давление до 15 МПа.

Продуктивность предназначенной для обработки скважины к моменту

воздействия должна снизиться не менее чем в 1,5 раза по сравнению с про-

дуктивностью на начальный момент вступления ее в эксплуатацию. Дебит

скважины до воздействия должен быть таким, чтобы минимальный

1,5-крат-

ный

прирост в течение 3 мес. в

результате

обработки обеспечивал полную

компенсацию

затрат для этих целей. Эксплуатационная колонна должна

обеспечивать безопасный спуск нагревателя на кабель-тросе, а уровень жид-

кости в скважине должен быть не менее чем на 5 м выше интервала про-

грева пласта.

Для обработки используют серийно выпускаемую установку

1УЭС-1500,

включающую наземное и скважинное оборудование. К наземному оборудо-

ванию относится переоборудованный каротажный подъемник ПК-2 на базе

автомашины ЗИЛ-131 с лебедкой, привод которой осуществляется от дви-

гателя автомашины. Тяговое усилие лебедки от 14,8 до 29,4 кН. Максималь-

ная

вместимость барабана 1500 м кабеля КГТН-10. Скорость подъема ка-

беля по среднему диаметру барабана от 100 до 600 м/ч. Максимальная глу-

бина

спуска электронагревателя 1500 м.

Более подробное изложение устройства и работы каротажного подъем-

ника

приведено в техническом описании и инструкции по эксплуатации, при-

лагаемой к изделию.

Устьевой подъемник

служит

для спуска в скважину многосекционного

электронагревателя. Подъемник состоит из основания с направляющим роли-

ком

и телескопической мачты с ручной лебедкой. Максимальная грузоподъем-

294

ность мачты 1,47 кН, а ее высота от колонного фланца до траверсы 5 м.

Допускаемая нагрузка на направляющий ролик основания 39,2 кН.

Наземное

электрооборудование смонтировано на одноосном прицепе-шас-

си

ТАПЗ-155. Оно предназначено для питания электронагревателя от промыс-

ловой сети и управления процессом прогрева скважины. Оборудование со-

стоит из трансформатора

ТМП-100/844-13У1

и блока управления. С помощью

трансформатора осуществляется поддержание требуемого напряжения на

электронагревателе. Трансформатор силовой, трехфазный, масляный, мощ-

ностью 100 кВт. Кабель КГТН-10 и питающий кабель к трансформатору

присоединяются через соединительные панели, которые размещаются в блоке

управления.

Глубинное оборудование включает кабель-трос КГГН-10 и секционный

-электронагреватель. Кабель КГГН-10 предназначен для питания током,

спуска в скважину и удержания на заданной глубине электронагревателя.

Кабель состоит из

трех

медных жил сечением 4 мм

каждая и

трех

сигналь-

ных жил, имеет сечение от 0,5 до 0,6 мм

. Сигнальные жилы предназначены

для передачи сигналов от термосопротивлений, установленных в электрона-

гревателе, на контрольно-измерительную аппаратуру.

Каждая токоведущая жила кабеля изолирована двумя слоями резины.

Нижний

слой — из электроизоляционной резины РТИ-0 с радиальной толщи-

ной

1,2

±0,1

мм. Верхний слой — из маслобензостойкой резины, составленной

на

основе нитрильных каучуков с радиальной толщиной от 0,3 до 0,4 мм. На

сигнальных жилах толщина слоев оболочек соответственно

0,2—0,3

мм.

Три

основные жилы кабеля скручены

между

собой с заполнением про-

межутков сигнальными жилами. Наружные промежутки

между

жилами запол-

нены

хлопчатобумажной пряжей, пропитанной противогнилостным составом.

Скрученные жилы обмотаны лентой из прорезиненной ткани.

Двухслойная грузонесущая броня кабеля выполнена из стальных оцин-

кованных проволок, наложенных во взаимно противоположных направлениях.

Наружный диаметр кабеля 17,8 мм, масса 1100 кг/км, сопротивление

изоляции

при температуре

20°С

составляет 100 МОм/км.

Глубинный секционный электронагреватель предназначен для нагрева

призабойной

зоны скважины. Максимальная мощность электронагревателя

25 кВт, напряжение питания 380 В, пределы регулирования забойной темпе-

ратуры

100—185°С.

В качестве нагревательного элемента использован блок ТЭНов

НПСЖ

19/24.

Для предохранения кабеля КГГН-10 от воздействия высокой темпера-

туры

ввод кабеля в электронагреватель осуществляется через удлинитель.

Внутренние части электронагревателя и удлинителя герметизированы

плоскостях разъемов прокладками, а в головке электронагревателя — ка-

бельным вводом специальной конструкции, обеспечивающим герметичность

при

наружных давлениях до 15 МПа. Во внутренней полости электронагре-

вателя в непосредственной близости от нагревательных элементов размещены

два термореле, которые

служат

для автоматического поддержания забойной

температуры в заданных пределах. Электрическое соединение токоведущих

сигнальных проводников-удлинителей и собственно нагревателя осуще-

ствляется с помощью штепсельных разъемов.

Головка электронагревателя подсоединяется к кабелю КГГН-10 методом

заливки

свинцом внутренней полости стакана, в которой равномерно разме-

щаются загнутые концы проволоки наружной бронировки кабеля. Подробное

описание

работы и устройства электронагревателя приведены в инструкции

по

его эксплуатации.

основным технологическим параметрам циклического электропрогрева

относятся скважинная температура и продолжительность обработки'. Их

устанавливают исходя из задаваемых радиуса прогретой зоны и минимально

требуемой мощности электронагревателя

Если для обработки используется

другая

установка, то основными

могут

быть и

другие

параметры.

За радиус прогретой зоны принимается положение изотермы, соответствующей тем-

пературе плавления парафина и асфальтосмолистых отложений.

295

По

задаваемому

радиусу

г прогретой зоны (рис. VII.1 и VII 2) опреде-

ляют температуру в скважине, пласте и продолжительность обработки.

Минимальная

мощность, необходимая для достижения задаваемой сква-

жинной

температуры, устанавливается по графику (рис. VI 1.3) в зависимости

от перепада температуры

между

скважинной жидкостью и начальной пла-

стовой Мощность электронагревателя регулируется изменением напряжения

иа

вторичной обмотке трансформатора и зависит От длины кабеля-троса

КГГН-10 (рис VII.4). В тех

случаях,

когда длина кабеля не совпадает с ука-

8,8

0,4

0,2

У*

0,8

0,6

0,4

0,2

0,25

0,5 0,75 г,м

0,25 0,5 0,75 г,и

Рис.

VI 1.1. Зависимость температу- Рис. VII.2. Зависимость температу-

ры в различных точках пласта от ры в различных точках пласта от

времени для коллектора песчаника: времени для карбонатного коллекто-

А— 2 сут; 2 — 3 сут- 3 — 5 сут; 4-10 сут; ра (обозначения СМ. рис.

VII.1)

в-(Г—Т

)ЦТ

—Т

),'

где Г

~ начальная

температура пласта, °С; Т

— температу-

ра скважияной жидкости, °С; Г —теку-

щая

температура, "С

занной

на графике (см. рис. VII.4), а также когда используется кабель дру-

гого типа, напряжение на зажимах вторичной обмотки трансформатора опре-

деляют по формуле

(VII.2)

(

Зи>\ ,

нф

1(im

{•*£+**+т

где

!\i — мощность электронагревателя, кВт; «к — сопротивление жилы кабе-

ля,

Ом;

(ОнФ

—сопротивление фазы электронагревателя, Ом; v

— напряже-

ние

на зажимах вторичной обмотки трансформатора, В.

Сопротивление жилы кабеля ы

определяют непосредственным измере-

нием

после отсоединения кабеля от электронагревателя. Сопротивление фазы

электронагревателя

<О„Ф

определяется расчетным путем по замеренному со-

противлению

между

его двумя любыми выводными концами. Замеренную

величину умножают на 0,67.

Поддержание температуры скважинной жидкости на заданном уровне

осуществляется при помощи терморегуляторов, расположенных в корпусе

электронагревателя. В связи с наличием температурного перепада

между

скважинной

жидкостью и корпусом электронагревателя (в процессе его ра-

боты) температуру настройки терморегуляторов определяют по формуле

=7-

+ДГ,

(VH.3)

где

г — средняя температура настройки терморегуляторов, °С; Г

— темпе-

ратура

скважинной жидкости, °С; AT — перепад температуры

между

сква-

жинной

жидкостью и корпусом электронагревателя, который определяется

зависимости от мощности электронагревателя (рис. VII.5).

296

Продолжительность остывания призабойной зоны и ствола скважины

после окончания прогрева и отключения электронагревателя можно устано-

вить по графику (рис. VI 1.6). Эксплуатация скважины должна быть возоб-

новлена до остывания призабойной зоны ниже температуры плавления пара-

фина

и асфальтосмолистых отложений.

Прогнозируемый прирост добычи в

результате

обработки определяется

следующим образом. После обработки

г—In

+In

/г

(VII.4)

ЛГ.кВт

где Qo и Q (т) — дебиты скважины до

после воздействия,

/сут;

т — время

работы скважины при повышенном де-

бите, сут.; 1Г

(т)—изменение радиуса

очищенной

прогревом зоны после обра-

ботки в

результате

повторного обра-

МкВт

60 80 100 J20 140

ДГ,°С

Рис.

VII.3. Зависимость мощности

электронагревателя от перепада тем-

пературы

между

скважинной жидко-

стью и корпусом электронагрева-

теля:

/ — коллектор песчаник; 2 — карбонатный

коллектор

ЛГ,°С

уф

/А

200 400 G00 800 »,В

Рис.

VII.4. Изменение мощности

электронагревателя в зависимости

от напряжения на зажимах вторич-

ной

обмотки трансформатора пр»

различных длинах кабеля:

/ — 1000 м; 2 — 1300 м; 3 — 1500 м

1-е

0,8

0,6

0,4

0,2

10 1.5

Л',

кВт 0,001

0,005

0,01

0,05 ,1

Рис.

VII.5. Зависимость пере-

пада температуры

между

сква-

жинной

жидкостью и началь-

ной

пластовой от мощности

электронагревателя

Рис.

VII.6. Снижение безразмерной тем-

пературы от Fo для различных точек

пласта после обработки:

/ — г=0; 2 — г=0,5 г

; 3 — г-0,8 г

; 4 — т~

-0,95 г„

зования

отложений, м. Остальные обозначения см. формулу (VII.1).

Изменения

радиуса очищенной в

результате

прогрева зоны после обра-

ботки определяется из следующей эмпирической зависимости, характеризую-

297

щей

интенсивность повторного образования отложений:

'нМ

= [г

(0) -r

] -«(зЕб")"' (VII.5)

где г

{0) —начальное положение радиуса очищенной зоны (на момент окон-

чания

обработки), м; т — время, сут.; т, п — эмпирические коэффициенты,

которые определяются по результатам пробных испытаний, обычно т=0,4—

6,0, я=0,2—0,65.

Прирост

добычи в результате обработки оценивается путем графического

интегрирования

зависимости дебита от времени, построенной по формулам

(VII.4) и (VII.5).

Для примера определим технологические показатели циклического элек-

тропрогрева на гипотетическом месторождении, которое характеризуется

следующими условиями: глубина залегания продуктивного пласта 1200 м;

коллектор-песчаник

с температуропроводностью а=0,0018 м

/ч; толщина пла-

ста 5 м; пластовая температура 7"о=4О°С; давление 9 МПа; содержание па-

рафина

в нефти 4%, смолы и асфальтены

отсутствуют;

температура плавле-

ния

парафина

60°С;

дебит скважины, принятой к обработке, 5

/сут;

рас-

стояние

между

скважинами 150 м (#

= 75 м); диаметр обсадной колонны

0,150 м (/-0=0,075 м).

По

данным пробных испытаний на месторождении происходит парафини-

зация

пласта, радиус зоны парафинизации составляет 0,5 м (г

=0,5 м), эм-

пирические

коэффициенты т=0,48 м, л=0,59. Соотношение проницаемостей

окружающего пласта и зоны парафинизации равно 6

(k/k

=6).

Скважинная

температура в процессе обработки

140°С.

Для обработки используется

уста-

новка

1УЭС-1500

с кабелем длиной 1300 м.

Исходя из указанного радиуса зоны парафинизации 0,5 м принимаем, что

радиус зоны прогрева (положение изотермы

60°С)

также равен 0,5 м. Опре-

делим безразмерную температуру, соответствующую положению изотермы

60°С:

8 -

0 2

""•

—Т

140-40

В соответствии с этим продолжительность обработки определяется по

графику (рис.

VII.1)

и равна 4 сут.

Для поддержания постоянной температуры скважинной жидкости в про-

цессе обработки, равной

140°С,

необходимо определить минимальную мощ-

ность

электронагревателя и установить требуемое напряжение на зажимах

вторичной

обмотки трансформатора.

Минимальную мощность электронагревателя определяем по графику

(рис.

VII.3). Поскольку перепад температуры

между

скважинной жидкостью

начальной пластовой равен 100°, по графику (рис.

VII.3)

находим, что ми-

нимальная

мощность электронагревателя равна 15 кВт.

Для обеспечения этой мощности с учетом потерь в кабеле длиной 1300 м

напряжение

на вторичной обмотке трансформатора устанавливается 600 В

^рис.

VII.4, кривая 2).

Для поддержания температуры скважинной жидкости на уровне

140°С

осуществляется настройка термореле в корпусе электронагревателя. Для это-

го по известной мощности 15 кВт по графику (рис.

VII.5)

находим темпера-

турный перепад

между

скважинной жидкостью и корпусом электронагрева-

теля, который для данных условий равен

42°С.

В соответствии с (VI 1.3)

определяем температуру настройки терморегуляторов:

=Г

-)-ДТ=140+42=

182°С.

Продолжительность работы бригады подземного ремонта по спуску сква-

жинного

насосного оборудования составляет 18 ч, а продолжительность

298

подъема электронагревателя и его извлечения

из

скважины 2 ч. Следовательно, общая про-

должительность этих операций 20 ч. Безразмер-

ное

время, соответствующее данной величине,

а%

0,0018-20

ЛГ=

(0,5)

144

Безразмерная

щая

60°С,

температура, соответствую-

•1

0 4

Т,

CV '

СО

—40

'о

—Т

"140 — 40

=0,2.

Рис.

VI 1.7. Изменение

дебита скважины после

обработки

Теперь по графику (рис.

VII.6)

определим положение радиуса прогретой

зоны

(изотерма

60°С)

на момент пуска скважины в эксплуатацию после об-

работки (с

учетом

остывания пласта при спуско-подъемных операциях).

Радиус прогретой зоны определяется как точка пересечения Fo=0,144;

(1—9)=0,8 и

соответствует

/•

(0)=0,8г

(кривая 3). Следовательно, г

(0} =

=0,8-0,5=0,4

м.

Изменения

дебита скважины в

результате

циклического электропрогрева

определяются по формулам

VII.2

и VII.3. Данные для расчета следующие:

£/£„=6;

=0,5 м; г

=0,075 м; /?

=75 м;

(0)=0,4 м; т=0,45 м, n=0,59; Qo=5

/сут.

Рассчитанное по этим данным изменение дебита скважины после обра-

ботки для данного примера показано на рис. VI 1.7.

Общий

прирост добычи в

результате

обработки, определенный путем гра-

фического интегрирования зависимости (рис. VII.7), равен 500 м

. Продол-

жительность эффекта 100 сут.

Стационарный

электропрогрев

Стационарный

прогрев призабойной зоны пласта осуществляется одно-

временно с эксплуатацией скважины при помощи глубинного электронагре-

вателя.

Стационарный

электропрогрев целесообразен на месторождениях, содер-

жащих вязкие (свыше 50 мПа-с), парафинистые или смолистые (с суммар-

ным

содержанием не менее 3%) нефти при глубине залегания не более

2500

м.

Условия применения стационарного электропрогрева аналогичны усло-

виям

проведения циклического электропрогрева (см. выше).

Для обработок рекомендуется использовать серийно выпускаемые: стан-

цию управления, трансформатор, кабель

КПБК,

предназначенные для ЭЦН,

электронагреватели различных конструкций (в том числе и от установки

1УЭС-1500*). Мощность электронагревателя устанавливается в зависимости

от технологии процесса. Напряжение на зажимах вторичной обмотки транс-

форматора определяется по формуле (VII.2), а мощность установки в целом

по

следующей зависимости:

(Зсо

<о

нф

)

•

Кабельный

ввод

видоизменяется.

249

Особенность стационарного прогрева заключается в том, что кондуктив-

иой

передаче тепла от источника препятствует конвективный вынос тепла

движущейся к забою пластовой жидкости. Поэтому распределение темпера-

туры

в пласте зависит от

расхода

пластовой жидкости, который, в свою оче-

редь, определяется распределением температуры и, следовательно, зависит от

времени. При некоторых

дебитах

выносимое жидкостью количество тепла

становится равным количеству тепла, поступающего в пласт, и

тогда

радиус

ирогрева перестает увеличиваться.

Распределение температуры в пласте описывается следующим уравнением

теплопроводности с конвективным членом

где Я — коэффициент теплопроводности пласта; С — объемная теплоемкость

пласта, насыщенного жидкостью; С

— объемная теплоемкость жидкости;

М — удельный (на единицу толщины пласта) дебит жидкости.

Потери

тепла в кровлю и подошву не учитываем. В основе математиче-

ской

модели лежат также следующие представления.

В процессе стационарного прогрева в пласте вокруг скважины сущест-

вуют

три концентрические области с разными проницаемостями, в пределах

каждой из которых проницаемость постоянна по

радиусу

и во времени.

1. Область прогрева с внутренним радиусом, равным

радиусу

скважи-

ны

с,

и внешним радиусом г

(т), где вследствие прогрева проницаемость

равна исходной проницаемости пласта, очищенного от отложений. Граница

г„ (т) определяется как корень уравнения Т—Г

=0, где Т

— температура

плавления парафина и асфальтосмолистых отложений, а т — время, отсчи-

тываемое от начала обработки.

2. Зона с ухудшенной проницаемостью с внутренним радиусом г

(т) и

внешним

(t), где проницаемость равномерно

ухудшена

до величины k

Изменение

во времени радиуса зоны, содержащей отложения парафина и

асфальтосмолистых компонентов, определим при помощи следующей эмпири-

ческой зависимости:

(*)

= г

+ 5 (

)

" •

(

VII

'8)

где Дтн — промежуток времени от вступления скважины в эксплуатацию до

начала ее стационарного прогрева, сут.

3. Невозмущенная область с внешним радиусом, равным

радиусу

кон-

тура

питания R

, и внутренние радиусом 1Го(т), в которой проницаемость

равна исходной.

Изменения

удельного дебита жидкости во времени описываются фор-

мулой

где

т-т-+1п/?к/Мт). (Vii. ю)

Ар — перепад давления

между

контуром питания и скважиной; ц — вязкость

жидкости в начальных пластовых условиях (до прогрева); ц

— вязкость

жидкости в процессе стационарного прогрева; р—плотность жидкости;

1х

exp Jz

(у—т-^

J ,

(VII.

11)

300