Способ обработки нефти на нефтяной скважине. Температура нефти из скважины


Способ обработки нефти на нефтяной скважине

 

Использование: в горной промышленности, а именно в способах обработки нефти на нефтяной скважине. Способ включает отделение от добываемой нефти воды путем введения в добываемую нефть деэмульгатора, содержащего дисолван. Затем нефть нагревают и отстаивают в сепарационной емкости. Обезвоженную нефть подают в трубопровод для транспортировки на головную перекачивающую станцию. Введение деэмульгатора осуществляют периодически на устье скважины в количестве 6 - 10 г на тонну добываемой нефти. Нагрев осуществляют до температуры не менее +60oC с последующим отстаиванием нефти в сепарационной емкости в течение 1,5 - 2 ч. Деэмульгатор в качестве дисолвана содержит дисолван 3431 и дополнительно содержит проксанол ПМ при соотношении компонентов от 1 : 3 до 3 : 1. Подачу обезвоженной нефти в трубопровод для транспортировки чередуют с подачей в трубопровод отделенной воды путем их послойного отбора из сепарационной емкости. Изобретение обеспечивает повышение эффективности обработки добываемой нефти и ее дальнейшей транспортировки за счет повышения глубины обезвоживания и уменьшения затрат на обезвоживание. 2 з.п. ф-лы, 1 ил., 1 табл.

Изобретение относится к горной промышленности, а именно к способам обработки нефти на нефтяной скважине перед транспортировкой с отделением от нее воды и газа.

Известен способ обработки нефти на нефтяной скважине, включающий отделение от добываемой нефти воды путем введения в добываемую нефть деэмульгатора, содержащего дисолван, с последующим нагревом и отстаиванием ее с сепарационной емкости и подачей обезвоженной нефти в трубопровод для транспортировки на головную перекачивающую станцию (ГСП) (см. авторское свидетельство СССР N 948393, B 01 D 17/05, опублик. 1982). Недостатком известного способа является низкая глубина обезвоживания нефти и то, что из-за этого при дальнейшей транспортировке нефти с остаточной водой по трубопроводам в результате перемешивания воды с нефтью образуется тонкодисперсная устойчивая трудноразделимая эмульсия, на последующее разделение которой необходимо тратить дополнительные средства и время, причем более значительные. Кроме того, необходимо осуществлять дополнительный нагрев нефти на больший перепад температур, т.к. за время транспортировки, особенно в зимнее время, она охлаждается с +25oC на выходе из скважины до +4oC на конце транспортного трубопровода. Недостатком также является и неэффективность перекачки нефти из-за того, что нефть обладает меньшей плотностью, чем, например, вода. Задачей патентуемого изобретения является повышение эффективности обработки добываемой нефти и ее дальнейшей транспортировки за счет повышения глубины обезвоживания, уменьшение затрат на обезвоживание, исключение дальнейшего обезвоживания нефти и улучшение условий транспортировки за счет перекачивания насосом более плотной среды и проталкивания с ее помощью менее плотной нефти. Указанная задач достигается тем, что в способе обработки нефти на нефтяной скважине, включающем отделение от добываемой нефти воды путем введения в добываемую нефть деэмульгатора, содержащего дисолван, с последующим нагревом и отстаиванием ее в сепарационной емкости и подачей обезвоженной нефти в трубопровод для транспортировки на головную перекачивающую станцию (ГСП), в отличие от способа по прототипу введение деэмульгатора осуществляют периодически на устье скважины в количестве 6-10 г на тонну добываемой нефти, а нагрев осуществляют до температуры не менее +60oC с последующим отстаиванием нефти в сепарационной емкости в течение 1,5-2 ч, причем деэмульгатор в качестве дисолвана содержит дисолван 3431 и дополнительно содержит проксанол ПМ при соотношении компонентов от 1:3 до 3:1, а подачу обезвоженной нефти в трубопровод для транспортировки чередуют с подачей в трубопровод отделенной воды путем их послойного отбора из сепарационной емкости. Указанная задача достигается также тем, что в деэмульгатор дополнительно вводят пропилбутиловые фракции переработки сивушных масел в соотношении 1:1 к суммарному количеству проксанола ПМ и дисолвана 3431. А также тем, что отстаивание нефти после введения в нее деэмульгатора ведут в двух сепарационных емкостях, заполнение и опорожнение которых ведут поочередно. Проксанол ПМ представляет собой водорастворимый блок сополимера окисей этилена и пропилена с молекулярной массой 3000-6000, выпускаемый украинской фирмой "Барма". Дисолван 3431 представляет собой маслорастворимую смесь жидких неионогенных ПАВ, выпускаемую немецкой фирмой "Хехст". Пропилбутиловые фракции переработки сивушных масел - это продукт ректификации сивушных масел. На чертеже приведена технологическая схема установки для осуществления способа. Установка состоит из сепарационной емкости 1, имеющей входной трубопровод 23, соединенный с трубопроводом 3 для подачи добываемой нефти из скважины, и выходные трубопроводы 4 и 5 для подачи обезвоженной нефти и отделенной воды соответственно в трубопровод 6 с перекачивающим насосом 7 для транспортировки на головную перекачивающую станцию (ГСП). На трубопроводах 2, 4, 5 и 6 установлены задвижки 8, 9, 10 и 11. В трубопроводе 3 имеется ввод 12 для подачи в добываемую нефть деэмульгатора. Для сокращения времени на подготовку нефти к транспортировке установка может иметь вторую сепарационную емкость 13 с входным трубопроводом 14 с задвижкой 15 и с выходными трубопроводами 16 и 17 с задвижками 18 и 19 для подачи обезвоженной нефти и отделенной воды в трубопровод 6. Сепарационные емкости 1 и 13 имеют выходы 20 и 21 для выпуска отсепарированных газов. На трубопроводе 3 после ввода 12 для деэмульгатора установлен нагреватель 22. Патентуемый способ осуществляется следующим образом. В выходящую из скважины добываемую нефть, поступающую по трубопроводу 34, на устье скважины, где температура нефти составляет 23 - 25oC, периодически через ввод 12 вводят деэмульгатор, содержащий проксанол ПМ и дисолван 3431 в соотношении, например, 1:1. Периодичность введения деэмульгатора определяется временем заполнения добываемой нефтью сепарационной емкости 1 (его вводят только во время заполнения и не вводят во время отстаивания нефти). Деэмульгатор вводят в количестве, например, 8 г на тонну добываемой нефти. После этого нефть нагревают до температуры, равной не менее 60oC, в нагревателе 22 и заполняют ею сепарационную емкость 1, где подогретая нефть с деэмульгатором отстаивается в течение 2 ч. В результате происходит расслоение добываемой нефти на обезвоженную нефть и воду, при этом происходит также выделение газов, которые отводятся через выход 20. При истечении времени отстоя производят послойный отбор нефти и воды. Сначала отбирают обезвоженную нефть и по трубопроводу 4 при открытых задвижках 9 и 11 ее перекачивают насосом 7 в трубопровод для транспортировки на ГПС, при этом задвижка 10 на трубопроводе 5 закрыта. После перекачивания всей обезвоженной нефти из сепарационной емкости 1 отбирают воду. Для этого закрывают задвижку 9 и открывают задвижку 10 на трубопроводе 5 и насосом 7 подают воду в трубопровод для транспортировки на ГПС вслед за порцией обезвоженной нефти. Такое порционное перекачивание способствует более эффективной транспортировке нефти по трубопроводу, т.к. она прокачивается более плотной средой - водой. Использование деэмульгатора, содержащего проксанол ПМ и дисолван 3431 в указанных соотношениях, приводит к более глубокому водоотделению. Для более эффективного отделения воды от нефти в деэмульгатор вводят пропилбутиловые фракции переработки сивушных масел, введенных в соотношении 1:1 к суммарному количеству проксанола ПМ и дисолвана 3431. Результаты сравнительных испытаний приведены в таблице. При испытаниях обрабатывали вязкую нефть плотностью 860-870 г/см3, содержание смол - 16%, парафина - до 4%. Обработка велась при температуре 60oC. Введение деэмульгатора, содержащего проксанол ПМ и дисолван 3431 в указанных соотношениях, позволяет увеличить глубину обезвоживания нефти до 1,9%, а введение деэмульгатора, содержащего дополнительно пропилбутиловые фракции сивушных масел в соотношении 1:1 к суммарному количеству проксанола ПМ и дисолвана 3431, увеличивает глубину обезвоживания до 1,5%. Затраты на нагрев до 60oC добываемой нефти на устье скважины с начальной температурой 25oC значительно меньше, чем нагрев до этой температуры нефти на ГПС, где она после транспортировки ее по трубопроводу остывает до температуры 4oC. Для исключения простоя установка может иметь вторую сепарационную емкость 13, которая заполняется добываемой нефтью после заполнения ею первой сепарационной емкости 1. Пока в первой емкости 1 идет процесс разделения нефти, воды и газа, вторая емкость 13 заполняется, а когда во второй емкости 13 происходит разделение нефти, воды и газа, из первой емкости 1 производят послойный отбор обезвоженной нефти и воды. Благодаря такой организации процесса подготовки нефти, ее перекачка насосом 7 в трубопровод для транспортировки происходит практически без перерывов и остановок. Более полное отделение воды от нефти исключает образование устойчивых эмульсий в системах сбора и транспортировки нефти и в результате не требуется дорогостоящего оборудования и технологии для ее дальнейшего разрушения.

Формула изобретения

1. Способ обработки нефти на нефтяной скважине, включающий отделение от добываемой нефти воды путем введения в добываемую нефть деэмульгатора, содержащего дисолван, с последующим нагревом и отстаиванием ее в сепарационной емкости и подачей обезвоженной нефти в трубопровод для транспортировки на головную перекачивающую станцию (ГСП), отличающийся тем, что введение деэмульгатора осуществляют периодически на устье скважины в количестве 6 - 10 г на 1 т добываемой нефти, а нагрев осуществляют до температуры не менее +60oC с последующим отстаиванием нефти в сепарационной емкости в течение 1,5 - 2 ч, причем деэмульгатор в качестве дисолвана содержит дисолван 3431 и дополнительно содержит проксанол ПМ при соотношении компонентов от 1 : 3 до 3 : 1, а подачу обезвоженной нефти в трубопровод для транспортировки чередуют с подачей в трубопровод отделенной воды путем их послойного отбора из сепарационной емкости. 2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в деэмульгатор дополнительно вводят пропилбутиловые фракции переработки сивушных масел в соотношении 1 : 1 к суммарному количеству проксанола ПМ и дисолвана 3431. 3. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что отстаивание нефти после введения в нее деэмульгатора ведут в двух сепарационных емкостях, заполнение и опорожнение которых ведут поочередно.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2

BF4A - Аннулирование более ранней публикации

Аннулируемые сведения: Публикацию о досрочном прекращении действия патента считать недействительной

Номер и год публикации бюллетеня: 31-2004

Извещение опубликовано: 10.12.2004        БИ: 34/2004

www.findpatent.ru

Температура - призабойная зона - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Температура - призабойная зона

Cтраница 1

Температура призабойной зоны может быть повышена также с помощью электронагревателя. Каждый из них состоит из стальной трубки, внутри которой находится спираль. Внутренняя полость трубки заполнена расплавленной окисью магния, обеспечивающей изоляцию спирали и передачу от нее теплоты. Нагреватель спускается в скважину на кабель-тросе. Для подвода электроэнергии к нагревательным элементам и удержания их навесу предназначен кабель-трос, имеющий три силовые и три сигнальные жилы. Каждая жила имеет нефтестойкую изоляцию.  [1]

Снижение температуры призабойной зоны промывочной жидкостью при вскрытии вызывает избирательное выпадение некоторых кристаллов, содержащихся в воде, что также закупоривает каналы сообщения.  [2]

Поддержание температуры призабойной зоны пласта на повышенном уровне предотвращает отложения парафино-смолистых веществ и не допускает снижения проницаемости призабойной зоны. Одновременно при этом снижается вязкость поступающей в скважину нефти. В результате все это способствует поддержанию дебита скважины на высоком уровне.  [3]

Известно, что температура призабойной зоны скважины после прекращения подогрева нагревателями в течение нескольких часов снижается до первоначальной и это отрицательно сказывается на результате процесса. Данные, полученные по предложенной формуле, хорошо согласуются с результатами опытных работ и наибольшее отклонение между ними не превышает 5 %; предложенную формулу можно считать приемлемой.  [5]

При бурении глубоких и сверхглубоких скважин возрастают температура призабойной зоны и нагрузки, действующие на бурильную колонну, в том числе и силы сопротивления при перемещении ее в стволе скважины.  [6]

По данным термометрических исследований ряда скважин в процессе вскрытия продуктивных пластов температура призабойной зоны пластов снижается на 25 - 40 С.  [8]

Годовой прирост определяли из расчета, что по каждой скважине в год будет проведено три цикла паротепловых обработок, включающих подготовительно-заключительные работы ( 5 сут), закачку пара ( 30 сут), пропитку и выравнивание температуры призабойной зоны ( 5 сут) и эксплуатацию скважины на повышенном дебите ( 70 сут), т.е. продолжительность каждого цикла составит 110 сут.  [9]

Легко понять, что при установившемся режиме распространения воздуха в нефтяной залежи направление перемещения фронта горения зависит от места его образования. Действительно, если температура призабойной зоны вокруг нагнетательной скважины поднята до необходимого уровня, горение инициируется именно в этой области и его фронт перемещается в направлении эксплуатационных скважин, т.е. в направлении вытеснения нефти; в этом случае процесс называют прямоточным горе-ние-ми Если же повышают температуру призабойной зоны эксплуатационной скважины и воспламенение происходит в ее окрестностях, то фронт горения распространяется к нагнетательной скважине, т.е. в направлении, противоположном направлению вытеснения нефти; такой процесс называют противоточным горением.  [10]

Легко понять, что при установившемся режиме распространения воздуха в нефтяной залежи направление перемещения фронта горения зависит от места его образования. Действительно, если температура призабойной зоны вокруг нагнетательной скважины поднята до необходимого уровня, горение инициируется именно в этой области и его фронт перемещается в направлении эксплуатационных скважин, т.е. в направлении вытеснения нефти; в этом случае процесс называют прямоточным горением. Если же повышают температуру призабойной зоны эксплуатационной скважины и воспламенение происходит в ее окрестностях, то фронт горения распространяется к нагнетательной скважине, т.е. в направлении, противоположном направлению вытеснения нефти; такой процесс называют противоточным горением.  [11]

Установлено, что наибольший эффект от обработки зоны пласта углеводородным растворителем достигается, когда после обработки температура призабойной зоны повышается до 60 - 70 С.  [12]

Концентрация кислоты должна подбираться таким образом, чтобы время гелеобразования было больше, чем время между смешиванием растворов жидкого стекла, полимера и кислоты и прохождением этой смесью до забойной зоны скважины. При этом следует иметь в виду, что температура по мере прохождения длины ствола скважины будет возрастать от начальной температуры до температуры призабойной зоны. Вероятность гелеобразования в стволе скважины должна быть полностью исключена. Кроме того, должен оставаться запас времени до окончательного формирования геля, нужный для достижения раствором отдаленных от призабойной зоны участков пласта.  [13]

На основании промысловых исследований были выявлены зависимости эффективности ПТО скважин от обводненности добываемой продукции, а также дополнительно добытой нефти в зависимости от повышения температуры пласта. Было установлено, что высокие результаты можно получить по скважинам с незначительной обводненностью продукции - до 30 % при условии повышения температуры призабойной зоны скважины до 120 С.  [14]

Подавляющее большинство способов разработки нефтяных месторождений связано с уменьшением в процессе разработки первоначальных пластовых условий - давления и температуры, что приводит к изменению физико-химических свойств пластовых нефтей. Закачка холодной воды в нефтесодержащие пласты для поддержания пластового давления ведет к быстрому остыванию призабойной зоны нагнетательных скважин, и через непродолжительное время температура призабойной зоны становится близка температуре закачиваемой воды. Так, для Узеньскиго месторождения нарушение геотермического фона зафиксировано во многих скважинах уже после 2 - 25-кратной промывки. Особенно подвержены изменениям температуры ПЗП нагнетательных скважин.  [15]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru

Температура - нефть - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 4

Температура - нефть

Cтраница 4

Повышение температуры нефти, воды и породы влечет за собой: снижение вязкости жидкостей; тепловое расширение твтцого тела и жидкостей; изменение межфазного взаимодействия на границе нефть - вода, степени десорбции веществ, осаждающихся при определенных условиях на стенках коллектора; изменение смачиваемости.  [46]

Повышение температуры нефти влечет изменение как ее состава, так и состава выделяющегося газа. Как уже отмечалось, при внугрипласто-вом горении кокс, являющийся топливом, образуется при пиролизе тяжелых фракций нефти. Однако одновременно с коксом получаются легколетучие соединения, которые могут перейти в газообразную фазу.  [47]

Уменьшение температуры нефти во всем объеме и локально происходит под влиянием разных причин.  [48]

Снижение температуры нефти имеет место также и при турбулентном движении нефти вследствие повышенной теплоотдачи и тем больше, чем выше степень турбулентности потока. Вместе с этим непрерывное снижение температуры нефти происходит в процессе ее подъема по скважине и на поверхности вследствие теплообмена, происходящего между нефтью и более холодной поверхностью ( в зимнее время) трубы, в которой она движется. Теплообмен между нефтью и трубой увеличивается с повышением турбулентности потока и уменьшается с увеличением слоя парафина на поверхности трубы, вследствие низкой его теплопроводности, по сравнению с металлом трубы. Однако увеличение слоя парафина на поверхности трубы при этом продолжается в результате прилипания его частиц, находящихся в потоке, к частицам, осевшим на поверхность трубы, и тем больше, чем выше турбулентность потока, в условиях практических скоростей совместного движения смеси нефти и газа. В системе сбора нефти, где давление обычно низкое, приближающееся к атмосферному, и практически не изменяющееся, а температура среды, окружающая трубы, может быть меньше, чем нефти; процесс отложения парафина будет происходить значительно медленнее, чем в скважине.  [49]

Снижение температуры нефти уменьшает свободу действия молекул.  [50]

Определим температуру нефти на выходе из пародистиллятного теплообменника.  [52]

При температуре нефти, поступающей з резервуар, до ч - 12 С снег на плавающей крыше не тает и в течение всей зимы накапливается.  [53]

При температуре нефти ниже температуры насыщения происходит понижение агрегативной устойчивости системы, что приводит к выпадению из раствора твердых углеводородов, которые стремятся образовать кристаллы. Способность к кристаллообразованию во многом зависит от строения, размера, формы и подвижности молекул.  [54]

При температуре нефти свыше 82 С срок службы рукава сокращается.  [55]

При температурах нефти выше получаемой из формулы ( 14) вязкость нефти рекомендуется определять по одной из формул, приведенных в диссертации.  [56]

При температурах нефти и нефтепродуктов выше 60 С указанные кратности обменов повышать на коэффцненты, указанные в послед-ней графе.  [57]

Должна учитываться температура нефти в товарной емкости.  [59]

Чем выше температура нефти и больше растворенного в ней газа, тем меньше плотность, а последний параметр в пластовых условиях всегда ниже плотности нефти, добытой из скважины, и дегазирован-ней. Плотность пластовой нефти определяется при анализе пробы нефти, отобранной в скважинах глубинными пробосборниками, в условиях, максимально приближающихся к пластовым.  [60]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Осложнения в работе фонтанных скважин

Осложнения в работе фонтанных скважин могут быть многообразными. Среди многообразия осложнений можно выделить

наиболее часто встречающиеся и наиболее опасные по своим последствиям. К ним можно отнести:

- открытое фонтанирование скважины в результате нарушений герметичности устьевой арматуры;

- пульсацию при фонтанировании, которая может привести к аварии;

- скопление пластовой воды на забое скважины, в результате чего скважина может прекратитьфонтанирование;

- образование смолопарафинистых отложений на внутренней поверхности насосно-компрессорныхтруб и в выкидных линиях скважин;

- образование песчаных пробок на забое и в НКТ при добыче нефти из продуктивных пластов, изкоторых вместе с нефтью выходит песок;

- отложение солей на забое скважин и в насосно-компрессорных трубах.

Открытое фонтанирование.Самым опасным при фонтанной эксплуатации осложнением является открытое нерегулируемое фонтанирование. Очень часто при открытом фонтанировании происходят огромные продолжительные пожары, приводящие к преждевременному истощению месторождений, они наносят огромный ущерб животному и растительному миру, воздушному пространству и окружающей среде.

Кроме осложнений и непредвиденных обстоятельств, при вскрытии продуктивного пласта и освоении скважин большую негативную роль играют нарушения в фонтанной арматуре из-за неплотностей соединений или их нарушения вследствие вибрации арматуры, а также возможные разрывы, возникающие в результате разъедания песком или взвесями, выходящими на поверхность вместе с нефтью. Все эти нарушения могут стать причиной тяжелых аварий. Для их предупреждения фонтанная арматура должна спрессовываться на двукратное давление от ожидаемого рабочего давления. При этом должны спрессовываться все отдельные элементы в стационарных условиях и арматура в боре на скважине. Для предупреждения открытого фонтанирования применяют различной конструкции отсекатели, которые спускаются в скважину на определенную глубину или под башмак. Имеются отсекатели, устанавливаемые на шлипсах в обсадной колонне и т.д.

Пульсация в фонтанных скважинах.С пульсацией в фонтанных скважинах борются следующим образом:

- спускают насосно-компрессорные трубы до интервала, где давление ниже давления насыщения;

- периодически сбрасывают газ из затрубного пространства;

- устанавливают пакер в скважине у башмака НКТ, что позволяет направлять свободный газ в НКТ иодновременно повысить эффективность работы газожидкостного подъемника;

- устанавливают в 40—45 м от башмака труб концевой клапан с малыми отверстиями, которыйоткрывается после оттеснения жидкости и создает перепад давления 0,1-0,15 МПа. В результате газ через

концевой клапан прорывается в НКТ.

- устанавливают в нижней части НКТ башмачную воронку.Скопление пластовой воды на забое скважины. При

фонтанном способе эксплуатации первоначально нефть из скважины идет безводной. Однако со временем вместе с нефтью из пласта в скважину поступает пластовая вода. Для уменьшения содержания воды в нефти и продления безводного периода фонтанирования в скважинах сокращают суточный дебит нефти. Но при уменьшении дебита нефти уменьшаются скорости подъема жидкости по стволу скважины, в результате чего часть воды не выносится вместе с нефтью на поверхность, а постепенно скапливается на забое, что приводит к увеличению забойного давления, снижению дебита скважин, а затем к прекращению фонтанирования. Для предупреждения скопления воды на забое и обеспечения выноса ее на поверхность за счет увеличения скорости подъема жидкости из скважины спускают НКТ до забоя.

Иногда для удаления скопившейся воды на забое используют передвижной компрессор. При нагнетании компрессором газа в затрубное пространство скопившаяся на забое вода выносится струей жидкости через НКТ, и скважина вновь начинает фонтанировать. О скоплении воды на забое скважин узнают по уменьшению давлений в НКТ и затрубном пространстве, которые контролируются манометрами.

Образование смоло-парафинистых отложений.Нефти по своему углеводородному составу разнообразны. В то же время нефти многих нефтяных месторождений содержат в своем составе смоло-парафиновые вещества, представляющие из себя сложную смесь высокомолекулярных углеводородов: парафина, смол, асфальтенов.

В группу парафинов входят твердые углеводороды от СпН3б до C7iHi44. Плотность парафина в твердом состоянии колеблется от 865 до 940 кг/м3. В пластовых условиях парафины чаще всего находятся в растворенном состоянии в нефти.

В процессе подъема нефти и газа от забоя до устья скважины и в поверхностных коммуникациях непрерывно меняется температура и давление. В результате этого нарушается равновесие в системе «нефть -растворенный в ней газ - растворенные в нефти смоло-парафиновые вещества». Нефть в процессе подъема постепенно теряет часть газа и становится из-за этого более тяжелой. Вязкость ее увеличивается, а растворяющая способность по отношению к тяжелым углеводородам и примесям снижается, так как уменьшается содержание в ней легких жидких углеводородов, обладающих значительными растворяющими способностями. Одновременно снижается температура нефти из-за потери тепла от нефти через НКТ и эксплуатационную колонну в окружающие скважину горные породы, а также за счет выделения из нефти газа. Причем охлаждение нефти вследствие выделения газа при высоком газовом факторе значительно больше, чем за счет теплоотдачи в окружающие горные породы. Эти два фактора (охлаждение и выделение газа) являются главными причинами выпадения из нефти смоло-иарафиновых веществ. Парафины начинают выпадать на стенках НКТ, выкидных линиях и во всех нефтепромысловых коммуникациях.

В НКТ отложение парафина начинается от точки начала его выпадения до устья скважины, а часть мелких частиц парафина остается во взвешенном состоянии и выносится потоком жидкости на поверхность. Частички парафина, выпадая из нефти в НКТ, слипаются вместе с одновременно выпадающими из нефти смолами и асфальтенами и, образуя липкие комочки твердых углеводородов, которые осаждаются на шероховатых стенках НКТ, уменьшают их сечение, вплоть до полного перекрытия. Отложения парафина в НКТ приводят к значительному сокращению внутреннего сечения и, соответственно, к увеличению сопротивления газонефтяному птокуо. Вначале за счет этого снижается дебит нефти и снижается буферное давление, а затем, если не принимать мер, происходит полное перекрытие сечения НКТ и, как следствие, прекращение фонтанирования.

Выпадение парафина из нефти начинается при определенной для данной нефти температуре, которая называется температурой кристаллизации. Температура кристаллизации парафина бывает разной для разного состава нефтей и состава парафиновых фракций.

Температура плавления парафинов колеблется от 30° до 70° С. Для парафинистых нефтей Урало-Поволжья (Самарская, Пермская, Оренбургская области, Татария, Башкирия, Удмуртия) температура, при которой начинается отложение парафина на стенках НКТ, составляет 15°-35° С. А на месторождениях полуострова Мангышлаг наблюдается выпадение парафина в пластовых условиях, причиной этому служит то, что температура кристаллизации там близка к начальной пластовой температуре. Незначительное охлаждение пласта при закачке холодной воды приводит к частичной кристаллизации парафина в пласте, что является причиной ухудшения фильтрации в продуктивном пласте, снижению дебитов и, в конечном итоге, к низким коэффициентам нефтеизвлечения.

Толщина отложений парафина на внутренней поверхности НКТ увеличивается от забоя к устью при снижении температуры и выделении газа из нефти. На нефтяных месторождениях Урало-Поволжья отложение парафина в НКТ начинается на глуби­не 500—400 м. Максимальная толщина отложений происходит на глубине 250-500 м. Ближе к устью скорости движения газожидкостной смеси достигают наибольшей величины, и парафин откладывается в НКТ значительно меньше, т.к. большие скорости струи жидкости выносят парафины на поверхность. Причиной интенсивного отложения парафина на внутренней поверностих НКТ служит ряд факоров:

- шероховатость внутренней поверхности НКТ, которая содействует выделению газа из нефти и ееохлаждению;

- снижение растворимости парафина в тяжелых нефтях и, соответственно, повышение интенсивностивыпадения парафина в таких нефтях;

- скорость потока газожидкостной смеси. Чем ниже скорость потока нефти и газа, тем вышеинтенсивность выпадения парафина;

- концентрация смоло-парафиновых соединений в нефти. Чем выше концентрация, тем большеоткладывается парафин на стенках НКТ;

 

- наличие механических примесей в потоке нефти и газа, которые являются центрами кристаллизациипарафина;

- величина снижения давления в потоке нефти и газа. Чем больше перепад давления, тем интенсивнеевыделяется газ из нефти, в результате чего снижается температура потока нефти. Кроме того, приразгазировании нефти выделяются легкие фракции, которые являются хорошими растворителямипарафиновых соединений;

- наличие воды в нефти. Ввиду того, что поверхность металла лучше смачивается водой, чем нефтью,между потоком нефти и внутренней поверхностью НКТ образуются тонкие гидратные слои, на которыхпарафин не откладывается.

Нормальная эксплуатация фонтанных скважин, из которых добывается парафинистая нефть, невозможна без своевременного удаления отложений парафина со стенок НКТ или без проведения профилактических мероприятий, позволяющих предотвращать выпадение парафина на стенках НКТ. С целью предотвращения

отложений парафина и создания нормальных условий работы фонтанных скважин применяют различные способы, к ним относятся:

1. Механические способы.

а) Периодический спуск (в зависимости от интенсивности отложений) в НКТ металлических скребков. Наибольшее применение в промысловой практике получил металлический скребок переменного сечения с раздвижными ножами. Скребки спускают в НКТ на стальной (d = 1,8 мм) проволоке. Спуск их вниз осуществляется под действием подвешиваемого к ним специального груза (10-12 кг), а вверх скребки поднимаются лебедкой. Очистка парафина скребками осуществляется при работающей скважине. На устьевой арматуре скважины монтируется лубрикатор с сальником для пропуска стальной проволоки и роликом. Длина лубрикатора делается из расчета, чтобы в него полностью вмещались скребок с грузом (рис. 70).]

Рис. 70. Устьевой сальник-лубрикатор с роликом

Ножи скребка во время подъема раздвигаются под действием силы тяжести и трения о стенки труб, диаметр их окружности становится на 2-3 мм меньше внутреннего диаметра НКТ. При спуске скребка подвижные ножи, смещаясь по прорезям, сближаются так, что их наружный диаметр становится на 15-20 мм меньше, чем во время подъема. При подъеме скребка парафин срезается ножами скребка со всей поверхности НКТ. Для спуска и подъема скребков используются автоматизированные депарафинизационные установки (АДУ), которые состоят из лебедки с электродвигателем и станции управления, устанавливаемые в специальных скребковых будках. Последней конструкцией является АДУ-3, работающая автоматически, без вмешательства человека. Спуск скребков на определенную глубину и их подъем осуществляется по заданной программе.

б) Подъем запарафиненных НКТ на поверхность, очистка их от парафина (механическими скребками

или с помощью прогрева паром) и спуск их в скважину.

в) Применение автоматических летающих скребков. Ввиду частых отказов эти скребки не нашли широкого применения.

2. Тепловые способы.

а) Прогрев НКТ с помощью закачки острого перегретого пара в затрубное пространство скважины.Острый пар нагнетается в затрубное пространство скважины (t = 300° С), трубы разогреваются, парафинплавится и выносится потоком нефти на поверхность. При этом нагретой струей нефти расплавляетсяпарафин и в выкидных линиях. Прогрев паром осуществляется при работающей скважине.

б) Прогрев НКТ и удаление с их внутренней поверхности парафина путем закачки в скважинуподогретой до 120°-150° С нефти.

3. Применение НКТ с покрытием их внутренней поверхности стеклом, эмалью или эпоксиднойсмолой. Этот способ считается наиболее эффективным. Парафин выпадает на покрытые лаком или смолойповерхности НКТ в небольшом количестве, слабо удерживается на ней и легко смывается потоком нефти.

НКТ, покрытые внутри стеклом, лаком или смолой, обладают стойкостью против кислот, щелочей, агрессивных пластовых вод, поэтому они не только препятствуют отложению парафина, но и защищают металл труб от коррозии.

4. Применение растворителей.

При этом способе насосами-дозаторами в затрубное пространство при работающей скважине закачивают легкие углеводороды (конденсат, нестабильный бензин), ПАВ или другие химические реагенты. При закачке легких углеводородов па­рафин растворяется и выносится струей нефти на поверхность.

Сущность применения химических реагентов заключается в гидрофилии. Введенные в поток ПАВ адсорбируются на твердых частицах парафина. Благодаря адсорбции химических реагентов на внутренней поверхности НКТ и на кристаллах парафина образуется тонкая защитная гидрофильная пленка, которая препятствует росту кристаллов и их отложению в НКТ.

В процессе эксплуатации обводненных скважин происходит отложение солей в призабойной зоне пласта, на забое скважины и в НКТ.

В пластовой воде содержатся растворимые (СаС12, MgQ2, NaCl) и нерастворимые (СаСО3, Mg CO3, CaSO42h3O, MgSO4, BaSO4, CaSiO3, Mg SiO3 и т.д.) соли. Образование и отложение этих солей происходит в результате нарушения карбонатного равновесия, обусловленного снижением температуры и давления. При наличии в пластовых водах одновременно ионов Са2+, Mg2+ и НСО3 образуются непрочные бикарбонаты кальция и магния:

Са2 + 2HCOJ = Са(НСО3)2, (79)

Mg2+2нсо; = Mg(Hco3)2. (80)

Равновесие их поддерживается растворенным в воде углекислым газом. При движении газожидкостной смеси давление в фонтанных скважинах снижается, из воды выделяется углекислый газ и образуются осадки карбонатных солей:

Са(НСО3)2«-»СаСОЦ + СО2| + Н2О, (81}

Mg(HCO3)2 ~ MgCO3| + СО2| + Н2О. (82)

При снижении температуры потока выпадение солей из раствора замедляется. Таким образом, падение давления газожидкостной смеси в трубах интенсифицирует образование осадков солей, а снижение температуры, наоборот, тормозит этот процесс. Однако при снижении давления сдвиг реакции вправо происходит более интенсивно, чем сдвиг реакции влево при снижении температуры.

В этом заключается основная причина отложения солей в скважинах. Борьбу с отложениями солей в скважинах ведут химическими и механическими методами.

Борьбу с водонерастворимыми отложениями карбонатных солей СаСО3 и MgCO3, сульфатных солей CaSO4 и MgSO4 ведут с помощью дозирования в межтрубное пространство растворов гексаметофосфата натрия (КаРО3)б и триполифосфата натрия, расход реагентов не превышает 0,1 мас.% от добываемой минерализованной воды. Борьба с отложениями карбонатных солей ведется с использованием 12-15% раствора соляной кислоты:

СаСО3 + 2НС1= СаС12 + Н2О + СО2Т-(83)

Для удаления отложений сульфатных солей применяют раствор каустической соды:CaS042h3O + 2NaOH = Ca(OH)2 + Na2SO4 + Н2О. (84)

ь! Сульфат натрия Na2SO4 хорошо растворяется в воде. А гидроокись кальция Са(ОН)2 представляет собой рыхлую массу, которая частично выносится потоком, а частично разрушается при соляно-кислотной обработке:

Са(ОН)2 + 2НС1 = СаС12 + 2Н2О. (85)

В промысловой практике нередки случаи, когда отложения гипса с содержанием сульфата бария полностью закрывают НКТ и обсадные трубы.

Такие трубы поднимают и сдают в металлолом, т.к. они непригодны для дальнейшего использования. А призабойную зону скважины разбуривают и делают химическую обработку с использованием каустической соды и соляной кислоты.

studopedya.ru

Температурный режим - скважина - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 4

Температурный режим - скважина

Cтраница 4

При вскрытии хемогенных пород, склонных к интенсивному пластическому течению, необходимо поддерживать нужное противодавление на пласт, увеличивая по мере роста глубины скважины плотность бурового раствора. Темп роста плотности определяется опытным путем, исходя из свойств солевых пород и температурного режима скважины.  [46]

Образцы такой композиции имеют твердость до 65 МПа. Таким образом, при подборе состава и соотношения частей композиции БТС следует иметь данные о температурном режиме скважины.  [48]

Выполнены лабораторные исследования и разработаны рекомендации по ремонту технологических скважин ПХГ с использованием специальных технологий. Выполнены научно-технический обзор по влиянию температурного фактора на работу газонефтяных скважин и расчеты по его воздействию на элементы скважин, на основе которых разработаны рекомендации по температурным режимам скважин ПХГ в каменной соли. На базе компьютерных исследований апробирована методика оптимизации режимов эксплуатации ПХГ и даны рекомендации по выбору оптимальных режимов отбора и закачки природного газа для существующих и строящихся ПХГ в каменной соли.  [49]

В процессе бурения скважины выбуренная порода, попадая в циркулирующий поток, частично распускается до мельчайших размеров и переходит в состав твердой фазы промывочной жидкости, образуя суспензию. Скорость увеличения концентрации твердой фазы образующихся таким образом суспензий зависит от многих факторов, главную роль из которых играют первоначальный объем воды в циркуляционной системе буровых, диаметр ствола бурящихся скважин, скорость бурения, минералогический состав разбуриваемых пород, температурный режим скважины и наличие в разрезе пластовых вод. Особенно важное значение в процессе накопления твердой фазы образующихся суспензий имеет минералогический состав разбуриваемых пород.  [50]

Но в реальных условиях это не всегда осуществимо и, кроме того, при проектироЕ ании термобарических режимов эксплуатации скважин и промысловых систем требуется применение расчетных методов. Первая методика расчета температурного режима скважины была предложена Ю.П.Коротаевым в 1960 г. Особая важность знания температурного режима в связи с освоением месторождений севера Тюменской области вызвала необходимость исследовать задачу в самых разных постановках, в том числе найти более точное аналитическое решение распределения температуры от забоя к устью при движении флюида по стволу скважины.  [51]

Нефтяные месторождения Западной Сибири разрабатываются в условиях, значительно отличающихся от условий месторождений в Урало-Волжской нефтеносной провинции, на опыте эксплуатации которых получены вышеописанные закономерности. Присутствие мерзлых пород ухудшает температурный режим скважины и приводит к различным аномалиям, в том числе и в расположении зоны максимальных отложений.  [52]

В период ожидания твердения цемента ( ОЗЦ) динамика изменения температуры в незацементированном участке ствола аналогична процессу, происходящему после прекращения циркуляции в бурящейся скважине. В зацементированном участке процесс изменения температуры существенно усложняется из-за наличия в кольцевом пространстве тампонирующего материала, обладающего способностью к тепловыделению при гидратации. Это явление может существенно влиять на характер изменения температурного режима скважины в период ОЗЦ.  [54]

Последнее допущение оправдано в связи с тем, что для бурения с продувкой в мерзлых породах целесообразно применение воздуха, охлажденного до отрицательных температур. Его влажность в процессе теплообмена с льдистыми мерзлыми породами может только возрастать. Возможный прирост температуры при этом несколько снижается, не изменяя характера температурных кривых. Недоучет увлажнения воздуха при расчетах по нормализации температурного режима скважины создает некоторый запас надежности.  [55]

Для добычи каждой тонны нефти в скважину из трапа в качестве рабочей жидкости закачивают 1 - 2 объема нефти, добытой из этой скважины. При смешивании пластовой нефти с закачиваемой общее содержание парафина в смеси не изменяется настолько, чтобы оказать большое влияние на снижение интенсивности его отложения, которое наблюдается при эксплуатации скважин гидропоршневыми насосами. Дело в том, что нефть из трапа существенно изменяет температурный режим скважины и влияет на теплообмен с окружающей средой. Парафин выпадает в определенном интервале изменения температур. Таким образом, только исходя из представлений о молекулярном происхождении образования отложений с учетом выделения тепла можно объяснить указанные выше явления, наблюдаемые при добыче и транспорте парафинистых нефтей.  [56]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

способ обработки нефти на нефтяной скважине - патент РФ 2119050

Использование: в горной промышленности, а именно в способах обработки нефти на нефтяной скважине. Способ включает отделение от добываемой нефти воды путем введения в добываемую нефть деэмульгатора, содержащего дисолван. Затем нефть нагревают и отстаивают в сепарационной емкости. Обезвоженную нефть подают в трубопровод для транспортировки на головную перекачивающую станцию. Введение деэмульгатора осуществляют периодически на устье скважины в количестве 6 - 10 г на тонну добываемой нефти. Нагрев осуществляют до температуры не менее +60oC с последующим отстаиванием нефти в сепарационной емкости в течение 1,5 - 2 ч. Деэмульгатор в качестве дисолвана содержит дисолван 3431 и дополнительно содержит проксанол ПМ при соотношении компонентов от 1 : 3 до 3 : 1. Подачу обезвоженной нефти в трубопровод для транспортировки чередуют с подачей в трубопровод отделенной воды путем их послойного отбора из сепарационной емкости. Изобретение обеспечивает повышение эффективности обработки добываемой нефти и ее дальнейшей транспортировки за счет повышения глубины обезвоживания и уменьшения затрат на обезвоживание. 2 з.п. ф-лы, 1 ил., 1 табл. Изобретение относится к горной промышленности, а именно к способам обработки нефти на нефтяной скважине перед транспортировкой с отделением от нее воды и газа. Известен способ обработки нефти на нефтяной скважине, включающий отделение от добываемой нефти воды путем введения в добываемую нефть деэмульгатора, содержащего дисолван, с последующим нагревом и отстаиванием ее с сепарационной емкости и подачей обезвоженной нефти в трубопровод для транспортировки на головную перекачивающую станцию (ГСП) (см. авторское свидетельство СССР N 948393, B 01 D 17/05, опублик. 1982). Недостатком известного способа является низкая глубина обезвоживания нефти и то, что из-за этого при дальнейшей транспортировке нефти с остаточной водой по трубопроводам в результате перемешивания воды с нефтью образуется тонкодисперсная устойчивая трудноразделимая эмульсия, на последующее разделение которой необходимо тратить дополнительные средства и время, причем более значительные. Кроме того, необходимо осуществлять дополнительный нагрев нефти на больший перепад температур, т.к. за время транспортировки, особенно в зимнее время, она охлаждается с +25oC на выходе из скважины до +4oC на конце транспортного трубопровода. Недостатком также является и неэффективность перекачки нефти из-за того, что нефть обладает меньшей плотностью, чем, например, вода. Задачей патентуемого изобретения является повышение эффективности обработки добываемой нефти и ее дальнейшей транспортировки за счет повышения глубины обезвоживания, уменьшение затрат на обезвоживание, исключение дальнейшего обезвоживания нефти и улучшение условий транспортировки за счет перекачивания насосом более плотной среды и проталкивания с ее помощью менее плотной нефти. Указанная задач достигается тем, что в способе обработки нефти на нефтяной скважине, включающем отделение от добываемой нефти воды путем введения в добываемую нефть деэмульгатора, содержащего дисолван, с последующим нагревом и отстаиванием ее в сепарационной емкости и подачей обезвоженной нефти в трубопровод для транспортировки на головную перекачивающую станцию (ГСП), в отличие от способа по прототипу введение деэмульгатора осуществляют периодически на устье скважины в количестве 6-10 г на тонну добываемой нефти, а нагрев осуществляют до температуры не менее +60oC с последующим отстаиванием нефти в сепарационной емкости в течение 1,5-2 ч, причем деэмульгатор в качестве дисолвана содержит дисолван 3431 и дополнительно содержит проксанол ПМ при соотношении компонентов от 1:3 до 3:1, а подачу обезвоженной нефти в трубопровод для транспортировки чередуют с подачей в трубопровод отделенной воды путем их послойного отбора из сепарационной емкости. Указанная задача достигается также тем, что в деэмульгатор дополнительно вводят пропилбутиловые фракции переработки сивушных масел в соотношении 1:1 к суммарному количеству проксанола ПМ и дисолвана 3431. А также тем, что отстаивание нефти после введения в нее деэмульгатора ведут в двух сепарационных емкостях, заполнение и опорожнение которых ведут поочередно. Проксанол ПМ представляет собой водорастворимый блок сополимера окисей этилена и пропилена с молекулярной массой 3000-6000, выпускаемый украинской фирмой "Барма". Дисолван 3431 представляет собой маслорастворимую смесь жидких неионогенных ПАВ, выпускаемую немецкой фирмой "Хехст". Пропилбутиловые фракции переработки сивушных масел - это продукт ректификации сивушных масел. На чертеже приведена технологическая схема установки для осуществления способа. Установка состоит из сепарационной емкости 1, имеющей входной трубопровод 23, соединенный с трубопроводом 3 для подачи добываемой нефти из скважины, и выходные трубопроводы 4 и 5 для подачи обезвоженной нефти и отделенной воды соответственно в трубопровод 6 с перекачивающим насосом 7 для транспортировки на головную перекачивающую станцию (ГСП). На трубопроводах 2, 4, 5 и 6 установлены задвижки 8, 9, 10 и 11. В трубопроводе 3 имеется ввод 12 для подачи в добываемую нефть деэмульгатора. Для сокращения времени на подготовку нефти к транспортировке установка может иметь вторую сепарационную емкость 13 с входным трубопроводом 14 с задвижкой 15 и с выходными трубопроводами 16 и 17 с задвижками 18 и 19 для подачи обезвоженной нефти и отделенной воды в трубопровод 6. Сепарационные емкости 1 и 13 имеют выходы 20 и 21 для выпуска отсепарированных газов. На трубопроводе 3 после ввода 12 для деэмульгатора установлен нагреватель 22. Патентуемый способ осуществляется следующим образом. В выходящую из скважины добываемую нефть, поступающую по трубопроводу 34, на устье скважины, где температура нефти составляет 23 - 25oC, периодически через ввод 12 вводят деэмульгатор, содержащий проксанол ПМ и дисолван 3431 в соотношении, например, 1:1. Периодичность введения деэмульгатора определяется временем заполнения добываемой нефтью сепарационной емкости 1 (его вводят только во время заполнения и не вводят во время отстаивания нефти). Деэмульгатор вводят в количестве, например, 8 г на тонну добываемой нефти. После этого нефть нагревают до температуры, равной не менее 60oC, в нагревателе 22 и заполняют ею сепарационную емкость 1, где подогретая нефть с деэмульгатором отстаивается в течение 2 ч. В результате происходит расслоение добываемой нефти на обезвоженную нефть и воду, при этом происходит также выделение газов, которые отводятся через выход 20. При истечении времени отстоя производят послойный отбор нефти и воды. Сначала отбирают обезвоженную нефть и по трубопроводу 4 при открытых задвижках 9 и 11 ее перекачивают насосом 7 в трубопровод для транспортировки на ГПС, при этом задвижка 10 на трубопроводе 5 закрыта. После перекачивания всей обезвоженной нефти из сепарационной емкости 1 отбирают воду. Для этого закрывают задвижку 9 и открывают задвижку 10 на трубопроводе 5 и насосом 7 подают воду в трубопровод для транспортировки на ГПС вслед за порцией обезвоженной нефти. Такое порционное перекачивание способствует более эффективной транспортировке нефти по трубопроводу, т.к. она прокачивается более плотной средой - водой. Использование деэмульгатора, содержащего проксанол ПМ и дисолван 3431 в указанных соотношениях, приводит к более глубокому водоотделению. Для более эффективного отделения воды от нефти в деэмульгатор вводят пропилбутиловые фракции переработки сивушных масел, введенных в соотношении 1:1 к суммарному количеству проксанола ПМ и дисолвана 3431. Результаты сравнительных испытаний приведены в таблице. При испытаниях обрабатывали вязкую нефть плотностью 860-870 г/см3, содержание смол - 16%, парафина - до 4%. Обработка велась при температуре 60oC. Введение деэмульгатора, содержащего проксанол ПМ и дисолван 3431 в указанных соотношениях, позволяет увеличить глубину обезвоживания нефти до 1,9%, а введение деэмульгатора, содержащего дополнительно пропилбутиловые фракции сивушных масел в соотношении 1:1 к суммарному количеству проксанола ПМ и дисолвана 3431, увеличивает глубину обезвоживания до 1,5%. Затраты на нагрев до 60oC добываемой нефти на устье скважины с начальной температурой 25oC значительно меньше, чем нагрев до этой температуры нефти на ГПС, где она после транспортировки ее по трубопроводу остывает до температуры 4oC. Для исключения простоя установка может иметь вторую сепарационную емкость 13, которая заполняется добываемой нефтью после заполнения ею первой сепарационной емкости 1. Пока в первой емкости 1 идет процесс разделения нефти, воды и газа, вторая емкость 13 заполняется, а когда во второй емкости 13 происходит разделение нефти, воды и газа, из первой емкости 1 производят послойный отбор обезвоженной нефти и воды. Благодаря такой организации процесса подготовки нефти, ее перекачка насосом 7 в трубопровод для транспортировки происходит практически без перерывов и остановок. Более полное отделение воды от нефти исключает образование устойчивых эмульсий в системах сбора и транспортировки нефти и в результате не требуется дорогостоящего оборудования и технологии для ее дальнейшего разрушения.

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

1. Способ обработки нефти на нефтяной скважине, включающий отделение от добываемой нефти воды путем введения в добываемую нефть деэмульгатора, содержащего дисолван, с последующим нагревом и отстаиванием ее в сепарационной емкости и подачей обезвоженной нефти в трубопровод для транспортировки на головную перекачивающую станцию (ГСП), отличающийся тем, что введение деэмульгатора осуществляют периодически на устье скважины в количестве 6 - 10 г на 1 т добываемой нефти, а нагрев осуществляют до температуры не менее +60oC с последующим отстаиванием нефти в сепарационной емкости в течение 1,5 - 2 ч, причем деэмульгатор в качестве дисолвана содержит дисолван 3431 и дополнительно содержит проксанол ПМ при соотношении компонентов от 1 : 3 до 3 : 1, а подачу обезвоженной нефти в трубопровод для транспортировки чередуют с подачей в трубопровод отделенной воды путем их послойного отбора из сепарационной емкости. 2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в деэмульгатор дополнительно вводят пропилбутиловые фракции переработки сивушных масел в соотношении 1 : 1 к суммарному количеству проксанола ПМ и дисолвана 3431. 3. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что отстаивание нефти после введения в нее деэмульгатора ведут в двух сепарационных емкостях, заполнение и опорожнение которых ведут поочередно.

www.freepatent.ru

Распределение температуры по стволу скважины с целью решения геологических и геолого-промысловых задач

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ

государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«тюменский государственный нефтегазовый университет»

ИНСТИТУТ геологии И Геоинформатики

КУРСОВАЯ РАБОТА

по дисциплине «Теоретические методы геофизических исследований скважин »

на тему «Распределение температуры по стволу скважины с целью решения геологических и геолого-промысловых задач »

Выполнил: Сысоев.Д.В.

Студент гр. ГИСзс-05

Проверил:___________

СОДЕРЖАНИЕ:

3.Основные признаки термометрии для решения задач в скважинах…...17

4 Заключение ……………………………………………………………….… 19

5 Список литературы……………………………………..………………….... 20

Введение

Распределение естественного теплового поля в толще земной коры зависит главным образом от литологического, тектонического и гидрогеологического факторов, на изучении которых основано решение следующих задач.

1.Литолого-тектонические и гидрогеологические задачи региональной геологии. Эти задачи решаются путем определения основных геотермических параметров, к которым относятся геотермический градиент, геотермическая ступень и плотность теплового потока. Эти параметры позволяют: 1) определять естественную температуру пород на заданной глубине; 2) коррелировать разрезы скважин при региональных исследованиях; 3) прогнозировать тектоническое строение территории, не изученной с помощью бурения; 4) получать гидрогеологическую и мерзлотную характеристики исследуемых районов. Для решения этих задач обычно используют термограммы естественного теплового поля.

2.Детальное исследование разрезов скважин. При решении этой задачи используются также материалы других геофизических методов. Для этой цели определяют тепловые свойства пород (теплопроводность или тепловое сопротивление и температуропроводность) по данным термических исследований скважин с установившимся или неустановившимся тепловым режимом.

Тепловые характеристики в комплексе с другими петрофизическими параметрами пород позволяют решать следующие задачи: 1) литологическое расчленение разрезов скважин; 2) выявление коллекторов; 3) поиски полезных ископаемых. Наиболее целесообразно привлекать данные термометрии для изучения глинистых покрышек, поисков коллекторов в карбонатных отложениях, определения газоносности карбонатных и тонко­слоистых песчано-глинистых комплексов. Для этого необходимы диаграммы детальной термометрии.

1 . Особенности термометрии при решении задач диагностики

Основным параметром, который несет информационную нагрузку в методе термометрии, является температура. Температура - это энергетический параметр системы, и поэтому любое изменение системы вследствие изменения режима работы скважины, уменьшения или увеличения давления, промывки, нарушения целостности колонны и т.п. приводит к изменению температуры (распределения температуры) в скважине. Система скважина - пласт в этом отношении является очень чувствительной системой, т.к. на практике используются термометры с высокой разрешающей способностью.

Диагностика осуществляется в течение всей "жизни" скважины: при заканчивании, эксплуатации и ремонте. При этом скважины подразделяют по типам (категориям) в соответствии с режимом работы, способам эксплуатации, конструкцией и т.д. С точки зрения методических особенностей решения задач скважины можно классифицировать следующим образом.

Простаивающие. Неперфорированные (контрольные, наблюдательные и в ожидании перфорации после бурения) и перфорированные (пьезометрические, в ожидании КРС).

Действующие. Добывающие (фонтанные, ШГН, ЭЦН, газлифтные) и нагнетательные (закачка воды, газа, теплоносителя).

Особо стоят здесь скважины при опробовании и освоении, которые при исследованиях нельзя отнести ни к простаивающим, ни к действующим, поскольку они содержат в себе режимные элементы скважин различных категорий, но только очень короткий промежуток времени.

Осваиваемые (опробуемые). Скважины после бурения и в КРС.

Исходя из категории скважин, геофизические исследования для получения информации проводятся в свободной колонне, в НКТ, в межтрубном пространстве.

Диагностика скважин в различные периоды "жизни" (заканчивание, эксплуатация, ремонт) имеет свои особенности. Они сводятся к тому, что решение задачи осуществляется при различных режимах работы скважин и, следовательно, при установившихся, квазистационарных, неустановившихся и переходных температурных полях в скважинах.

Тепловое поле инерционно: для расформирования теплового возмущения в скважине требуется время, определяемое теплофизическими свойствами системы, длительностью возмущения и применяемой аппаратурой. Поэтому следующая особенность связана с тем, что (при измерениях) в различные периоды "жизни" скважины на термограммах может отражаться тепловая история скважины. Так, приосвоении после бурения могут наблюдаться тепловые аномалии, связанные с бурением, цементажом, перфорацией и т.д.; в ремонте могут наблюдаться аномалии, обусловленные эксплуатацией.

Задачи необходимо решать в длительное время работающих скважинах при быстроменяющихся процессах, связанных с кратковременностью работы скважины, и в длительное время простаивающих скважинах. Поэтому, при разработке методики исследований необходимо учитывать особенность, связанную с временным фактором Принятая на предприятиях технология освоения связана с применением компрессора и сваба. Исследования при вызове притока флюида в период освоения проводят при переменных давлениях в скважине.

Для освоения в скважину предварительно спускают НКТ, через которые можно проводить исследования в процессе компрессирования или после извлечения сваба.

Необходимость решения задач в интервалах, перекрытых НКТ, возникает также в нагнетательных скважинах и в скважинах ЭЦН.

Изменение давления в системе можно наблюдать не только при освоении, но и в длительное время работающих скважинах. Отличия могут быть в скоростях (темпах) изменения давления, что необходимо учитывать. В действующих скважинах изменение давления и системы в целом наблюдается при кратковременной их остановке, а затем - пуске. При стравливании избыточного давления (разрядке) в межтрубном пространстве перед исследованием насосных скважин происходит относительно быстрое изменение давления в системе.

Освоение характеризуется кратковременным пуском скважины. Как правило, скважина перед освоением промывается, и чаще всего, пресной или опресненной водой. В таких условиях, если из осваиваемого пласта поступает более минерализованная вода, в зумпфе скважин существуют условия для возникновения гравитационной конвекции. Кроме того, промывка, в зависимости от ее длительности, сама нарушает тепловое поле в скважине.

Ряд месторождений характеризуется высоким значением давления насыщения нефти газом. Это приводит к тому, что при эксплуатации скважины работают с забойными давлениями ниже давления насыщения. В таких условиях в скважине наблюдаются многофазные потоки (нефть, газ, вода). При освоении скважин многофазные потоки могут, очевидно, возникать и при более низких давлениях насыщения, поскольку забойное давление здесь определяется глубиной спуска НКТ и может быть еще ниже.

Различие пластовых давлений при одновременно вскрытых нескольких объектах, высокая обводненность скважин при низких дебитах - это условия, которые также необходимо учитывать при температурной диагностике, поскольку они могут отражаться на тепловом поле скважины.

Еще одна особенность, которую необходимо учитывать при термических исследованиях, связана с инерционностью термометра. В случае высоковязкой нефти, грязи на стенках скважины, наличии осадка в зумпфе инерционность прибора может меняться существенно, что, в свою очередь, сильно искажает температурную картину. С другой стороны инерционность определяет скорость регистрации. В любом случае она ограничена. При быстроменяющихся переходных процессах в скважине конечная скорость регистрации температуры так же может приводить к искажению регистрируемых термограмм.

Таким образом, существует многообразие факторов, влияющих на распределение температуры в скважине. Для достоверного решения задач важно знать эти факторы и особенности их проявления в конкретных ситуациях.

2. ТЕРМОДИНАМИЧЕСКИЕ ПРОЦЕССЫ В СКВАЖИНЕ И В ПЛАСТЕ

Общие положения

Использование термометрии для решения различных промыслово-геофизических задач основано на регистрации стационарных, квазистационарных и нестационарных температурных полей.

Стационарные температурные поля реализуются в простаивающих длительное время скважинах. Такие поля, например, часто регистрируются в контрольных и пьезометрических скважинах.

Квазистационарные температурные поля наблюдаются в процессе измерений в фонтанных, насосных, нагнетательных скважинах, эксплуатирующихся в неизменных длительное время условиях. Термограммы, зарегистрированные с интервалом времени в несколько часов, практически повторяют друг друга.

Нестационарные температурные поля реализуются в процессе восстановления теплового поля, нарушенного бурением, цементированием, промывкой, перфорацией и другими технологическими процессами.

Температурные поля являются существенно нестационарными (переходными) в условиях пуска, остановки, изменения режима работы скважин. Такие условия реализуются в фонтанных, насосных и нагнетательных скважинах. Примером термометрии переходных температурных полей является измерение температуры в процессе компрессорного освоения скважин.

mirznanii.com