Поздравляем с 23 февраля!
   
Телефон: 8-800-350-22-65
WhatsApp: 8-800-350-22-65
Telegram: sibac
Прием заявок круглосуточно
График работы офиса: с 9.00 до 18.00 Нск (5.00 - 14.00 Мск)

Статья опубликована в рамках: CLXXXII Международной научно-практической конференции «Научное сообщество студентов: МЕЖДИСЦИПЛИНАРНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ» (Россия, г. Новосибирск, 08 февраля 2024 г.)

Наука: Науки о Земле

Секция: Геология

Скачать книгу(-и): Сборник статей конференции

Библиографическое описание:
Поднебесов Е.А., Ильченко Н.С., Туров В.А. [и др.] МЕТОДИКА РАСЧЕТА ДЕПАРАФИНИЗАЦИИ СКВАЖИНЫ // Научное сообщество студентов: МЕЖДИСЦИПЛИНАРНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ: сб. ст. по мат. CLXXXII междунар. студ. науч.-практ. конф. № 3(181). URL: https://sibac.info/archive/meghdis/3(181).pdf (дата обращения: 22.02.2024)
Проголосовать за статью
Конференция завершена
Эта статья набрала 0 голосов
Дипломы участников
У данной статьи нет
дипломов

МЕТОДИКА РАСЧЕТА ДЕПАРАФИНИЗАЦИИ СКВАЖИНЫ

Поднебесов Егор Алексеевич

магистрант, Тюменский индустриальный университет,

РФ, г. Тюмень

Ильченко Никита Сергеевич

магистрант, Тюменский индустриальный университет,

РФ, г. Тюмень

Туров Валентин Андреевич

магистрант, Тюменский индустриальный университет,

РФ, г. Тюмень

Колычев Павел Алексеевич

магистрант, Тюменский индустриальный университет,

РФ, г. Тюмень

АННОТАЦИЯ

В статье разработана методика расчета депарафинизации скважины, даны рекомендации к дальнейшей эксплуатации месторождения.

 

Ключевые слова: Парафиновые отложения, затрубное пространство скважины, дебит нефти.

 

Введение

Основной проблемой при эксплуатации скважин нефтяных месторождений Восточной Сибири является образование парафиновых пробок в затрубном пространстве, вследствие чего происходят срывы подачи, что существенно снижает наработку на отказ погружного оборудования.

Проведенный анализ сложившейся ситуации по депарафинизации скважин на месторождениях Восточной Сибири показал, что другой проблемой, возникающей при эксплуатации большинства добывающих скважин, является низкий межочистной период (МОП) в силу интенсивного образования парафиновых отложений на подземном оборудовании при изменении термобарических параметров течения газожидкостной смеси в скважинах [3].

Для восстановления фильтрационной способности призабойной зоны применяется растворение или нагрев АСПО, находящихся в ПЗП, до температуры плавления и вынос их в расплавленном или растворенном виде из скважины. В качестве теплоносителя или растворителя и транспортной среды используется нефть или составы из нефти и растворителей, а также смеси нефти с иными компонентами для улучшения процесса, но без ухудшения свойств товарных нефтей при возврате этой нефти в систему сбора.

Расчет депарафинизации скважины

В таблице 1. приведены исходные данные по скважине для расчета ее депарафинизации.

Таблица 1.

Исходные данные по скважине

Наименование показателя

Значение показателя

Глубина скважины, Hс, м

1104

Диаметр эксплуатационной колонны, Dк, мм

146

Пластовое давление, Рпл, МПа

9,8

Забойное давление, Рзаб, МПа

7,9

Толщина пласта, hпл, м

5,6

Диаметр выкидной линии, dв, мм

60

Длина выкидной линии, Lв, м

30

Диаметр НКТ, dнкт, мм

73

Плотность нефти, ρн, кг/м3

793

Коэффициент проницаемости, k, 10-5 мкм2

136,2

Пластовая температура, Тпл,°С

18

 

Объем нефти, который необходим на проведение одной операции:

где     – внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м;

 – длина участка от устья до нижних перфорационных отверстий эксплуатационной колонны, м;

 – длина труб НКТ, м;

 – наружный диаметр НКТ, м;

 – внутренний диаметр НКТ, м;

 – внутренний диаметр подводящего трубопровода, м;

 – длина подводящего трубопровода, м;

 – объем подготовленной нефти, теряемый (поглощаемый пластом) при проведении операции, м3.

Объем подготовленной нефти, теряющейся в результате фильтрации в пласт при проведении операции:

где     – проницаемость пласта, м2;

 - эффективная толщина пласта, м;

 – давление на забое, Па;

 – пластовое давление, Па;

 – время проведения одной скважино-операции, час;

 – динамическая вязкость подготовленной нефти, Пас;

 – радиус контура питания, м;

 – радиус скважины, м.

При циркуляции нефти (промывка нефтью) через НКТ и по кольцевому пространству между трубами давление на забое скважины равно суммарному давлению столба нефти и давлению на преодоление трения:

где     – давление столба нефти, Па;

 – потери давления на преодоление трения, Па.

где     – плотность нефти при температуре ведения процесса, кг/м3.

Потери давления на преодоление трения при прямой циркуляции:

где      – коэффициент трения при движении нефти по трубам;

  – скорость движения нефти, м/с.

Скорость движения нефти:

где     – подача применяемого агрегата, м3/ч.

Критерий Рейнольдса:

, значит режим течения турбулентный, тогда коэффициент трения равен:

Согласно регламенту АДПМ производить закачку горячей нефти необходимо из расчета: 8 м3 нефти – 40 минут на 4 скорости или 60 минут на 3 скорости. Принимаем первый вариант (на 4 скорости), тогда время закачки необходимого объема нефти составит 5,53 часа.

 

Список литературы:

  1. Кабиров, А. Н. Численное моделирование влияния градиента порового давления на распространения трещин гидравлического разрыва пласта / А. Н. Кабиров, Н. Н. Ситдиков, М. В. Щекотов // Технологии нефти и газа. – 2023. – № 1(144). – С. 23-26. – DOI 10.32935/1815-2600-2023-144-1-23-26. – EDN QGKYSC.
  2. Моделирование процесса распада гидрата метана путем закачки горячей воды / А. Ю. Лыкова, А. Н. Кабиров, Р. Т. Горданов, А. А. Оганесян // Технологии нефти и газа. – 2023. – № 6(149). – С. 33-37. – DOI 10.32935/1815-2600-2023-149-6-33-37. – EDN DLSPEA.
  3. Анализ переходных процессов давления вертикальной скважины в карбонатных коллекторах / А. Н. Кабиров, Н. Н. Ситдиков, А. Ю. Лыкова, Р. Т. Горданов // Технологии нефти и газа. – 2023. – № 4(147). – С. 33-38. – DOI 10.32935/1815-2600-2023-147-4-33-38. – EDN IJTHTT.
  4. Ян, Ш. Многостадийный гидроразрыв пласта: опыт и перспективы / Ш. Ян, А. Н. Кабиров // Научный аспект. – 2022. – Т. 1, № 4. – С. 124-129. – EDN INOJAO.
  5. Черевко М.А., Янин А.Н., Янин К.Е Разработка нефтяных месторождений Западной Сибири горизонтальными скважинами с многостадийными гидроразрывами пласта. – Тюмень-Курган: Зауралье, 2015.
Удалить статью(вывести сообщение вместо статьи): 
Проголосовать за статью
Конференция завершена
Эта статья набрала 0 голосов
Дипломы участников
У данной статьи нет
дипломов

Оставить комментарий

Форма обратной связи о взаимодействии с сайтом
CAPTCHA
Этот вопрос задается для того, чтобы выяснить, являетесь ли Вы человеком или представляете из себя автоматическую спам-рассылку.