Выбор технологического режима проведения тепловой депарафинизации скважин

Технологический режим тепловой обработки выбирается с учетом технической возможности применяемого оборудования. В технических возможностей агрегатов, на основании экспериментальных данных, подбираются наиболее рациональные тепловые режимы обработки, такие как температура нагрева теплоносителя, объем закачиваемой жидкости, скорость закачки и др.

Вполне естественно, что повышение температуры теплоносителя, его объем и время обработки улучшают условия депарафинизации. Однако в определенных пределах увеличение этих параметров становятся экономически неоправданным.

Рисунок 2.14. – График влияния режима тепловой обработки скважин на изменение температуры.

Определение оптимального объема горячей нефти проведено по результатам расчета изменения температуры на глубине 100 м в зависимости от объема используемого теплоносителя. Результаты расчетов приведены на (Рис.2.13) и выполнены при следующих исходных данных: начальная температура теплоносителя 110^оС, скорость закачки для первой кривой 12м³/час., для второй кривой 8м³/час, что соответствует второй и первой скорости закачки АДПМ-12/150.

Из рисунка видно, что наибольшие изменения нарастания температуры происходят при объемах закачки до 30м³. начиная с объемов 40 м³ ,темпы повышения температуры становятся не существенными из-за стабилизации процесса тепло отдачи в окружающую среду.

С увеличение продолжительности процесса закачки (уменьшением скорости ) снижается максимальная температура в зоне нагрева (кривая 2).

Технологический режим проведения тепловой депарафинизации скважин

1. Объем теплоносителя не должен превышать 35 – 40м³,

2. Оптимальным и достаточным следует считать объем 27м³.

3. Закачку теплоносителя осуществлять на максимальной скорости.

4. Температура теплоносителя – максимальная.

При проведении горячих обработок лифтов скважин в зависимости от объема (времени) закачки происходит недобор нефти. Ниже приводится расчет недобора нефти при горячих обработках.

Расчет недобора добычи нефти при проведении тепловой депарафинизации

Недобор нефти (Q) при проведении тепловых обработок эксплуатационных скважин определяется из уравнения:

Q=Q₁+Q₂+Q₃ (2.1)

где: Q₁ –недобор нефти за время проведения горячей обработки лифта

скважины из-за создаваемой репрессии на пласт, определяемого по формуле:

Q=q·τ_зак (2.2)

Q₂ -недобор нефти во время откачки столба жидкости из-за

затрубного пространства от устья скважины до динамического уровня, определяемого по формуле:

Q₂=q·τ_отк (2.3)

где: τ_отк - время откачки нефти от устья скважины до

динамического уровня, час;

Q₃ – недобор нефти за счет задавливания части жидкости из

скважины в пласт во время проведения горячей обработки, определяемый по формуле:

Q₃=g · τ_отк (2.4)

где : g – приемистость скважины, т/час.

Приемистость скважины определяется из уравнения притока , приведенного к условиям создаваемой репрессии на пласт во время горячей обработки:

g = K_П · ∆P_реп = K_П · (Р_заб.р – Р_пл.) (2.5)

где: К_П – коэффициент продуктивности, т/час·атм.;

Р_заб.р – забойное давление во время репрессии на пласт, атм.;

Р_пл – пластовое давление, атм.;

∆P_реп – репрессия на пласт во время проведения горячей обработки, атм.

Величина забойного давления во время проведения горячей обработки определяется из выражения:

Р_заб.р = 0,1Н·ρ+Р_зак (2.6)

где Н – средняя глубина скважины, м;

ρ – плотность нефти, т/м³;

Р_зак. – среднее давление закачки горячей нефти, атм.

Коэффициент продуктивности определяется из выражения:

К_П =q / ∆P = q / (P_пл – P_заб) (2.7)

Подставляя в формулу (2.4) последовательно формылы (2.5), (2.6), (2.7), получаем:

Q₃ = q ·(0.1Н·ρ+Р_зак - P_пл)·τ_зак / P_пл – P_заб (2.8)

Из выражения (2.1), используя формулы (2.2),(2.3),(2.8), получаем формулу для расчета недобора нефти:

Q = q · τ_зак +q · τ_отк + q ·(0.1Н·ρ+Р_зак - P_пл)·τ_зак / P_пл – P_заб

или Q = q · (τ_зак + τ_отк) + q ·(0.1Н·ρ+Р_зак - P_пл)·τ_зак / P_пл – P_заб (2.9)

Таблица 2.2 Расчет норм времени на обработку скважины горячей нефтью.

Вид работ	Норма времени в мин.	Обоснование
1. Подготовительные работы перед промывкой скважин		Единые нормы времени на капитальный ремонт
1.1. Отсоединить гибкий шланг от первой автоцистерны	3
1.2. Отогнать первую цистерну и установить вторую	3
1.3. Подсоединить гибкий шланг ко второй цистерне	3
1.4. Отсоединить гибкий шланг от второй автоцистерны	3
Итого по п.1: для V = 18 м3	12
V = 27 м3	21
V = 36 м3	30
2. Закачка горячей нефти в скважину
2.1. Норма времени на закачку нефти в скважину для V = 1 м3	5,6
V = 18 м3	100,8
V = 27 м3	151,2
V = 36 м3	201,6
3. Заключительные работы после обработки скважины горячей нефтью
3.1. Отсоединить и убрать заливочную линию (8 соединений)	13
3.2. Отсоединить и уложить гибкий шланг	3
3.3. Отогнать заливочные агрегаты за пределы рабочей зоны	4
Итого по п.3.	20
Всего по п.п. 1-3 для V = 18 м3	2,21
V = 27 м3	3,20
V = 36 м3	4,19

Примечание: нормы времени на подготовительные работы, проводимые перед закачкой горячей нефти в скважину, во время которых скважина работает, не берется. Также норма времени не учитывает время проезда до скважины и обратно (скорость для технологического транспорта не более 40 км/час.)