WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

загрузка...
   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 || 3 |

Выделенные водой частицы составляли часть общего содержания твёрдых пород в осадке, так как большая часть твёрдых частиц более мелкой дисперсии слипалась с углеводородным содержимым образца и не отделялась водой, сохраняла плавучесть. Для определения этой части твёрдых пород углеводородная составляющая образца растворилась в горячем бензоле.

Обнаружено, что содержание твёрдых частиц, не растворимых в бензоле, достигает 15-17 % массы образца отложений. По внешнему виду этот осадок представляет собой мелкодисперсную пыль пород. Качественный анализ минерального остатка производился по его реагированию с соляной кислотой.

Получено, что около 70 % минерального остатка растворилось в 10 %-ной соляной кислоте, глинистые и силикаты остались нерастворимыми, причём здесь преобладают глинистые частицы. Небольшая часть, около 3-5 % остатка, всплыла в реакционном растворе и вероятно могла быть представлена глинами с адсорбировавшимися частицами смол и асфальтенов, а также материалом другого происхождения.

Следующая серия лабораторных экспериментов проведена с целью определения в отложениях асфальтосмолистых веществ парафиновых углеводородов, растворимых в гексане. Гексан выбран в качестве растворителя как обладающий свойствами избирательного растворителя по отношению к асфальтосмолистым веществам и широким спектром растворения парафиновых углеводородов.

Исследования производились следующим образом. Навеска образца отложений весом до 5 г размешивалась в 100 мл гексана при температуре около 30 °С. После размешивания раствор отстаивался и такие операции повторялись неоднократно до того момента, когда слой оседавших на дно стакана асфальтосмолистого вещества оставался практически стабильным. Таким образом получался раствор, насыщенный парафинами, и осадок асфальтосмолистого вещества.

Раствор парафинов в гексане отделялся от отстоя и выпаривался при комнатной температуре 23-26 °С, до момента образования в стакане слоя твёрдых парафинов. Прекращение высыхания твердых парафинов фиксировалось постоянством веса стаканов с пробами.

Считалось, что углеводородная составляющая изменяется в пределах 50-70 %. Проведение нескольких серий опытов показало, что содержание парафиновых углеводородов в пробах отложений может достигать 80 %.

Фракционная разгонка вытяжки парафинов гексаном показала присутствие тяжёлых соединений с концом кипения 196-200 °С, таких углеводородов, подвергающихся разгонке при этой температуре в парафиновом остатке, может содержаться 25 % и более. Такие парафины могут иметь температуру застывания в пределах 52-58 ОС. Кроме этого, в отобранных пробах существенно содержание более легких углеводородов, всегда присутствующих в нефти, и в данном случае отражающих условия отбора проб отложений.

Другой серией опытов исследовался осадок твёрдых веществ после растворения парафинов гексаном и бензолом. После выделения из раствора гексана осадок высушивался при комнатной температуре и использовался для определения температуры его плавления. Так как такой осадок не может иметь истинной температуры плавления, определялась температура его разжижения. Это устанавливалось путём нагрева плавающего в воде шарика вещества. Установлено, что осадок после бензольного растворения не размягчается в кипящей воде в такой степени, чтобы об этом можно было судить визуально. Размягчение АСПО произвели с использованием глицерина, в результате чего получено: размягчение осадка происходит при 127-131 °С.

Осадок после растворения отложений гексаном в горячей воде также не растекался, в глицерине его растекание начинается при температуре 96-98 °С, а заканчивается при температуре 116-118 °С.

Таким образом, проведенные исследования свидетельствуют, что даже в лёгких нефтях типа Грозненских содержатся вещества достаточно тугоплавкие, способные создать и способствующие образованию отложений асфальтосмолистых веществ и парафинов в оборудовании скважин в широком диапазоне изменения технологических режимов эксплуатации скважин. В лабораторных опытах этой серии замечено, что до начала размягчения остатка после вытяжки растворителями вещество остатка не прилипает к стенкам стеклянного сосуда.

Важное значение для промысловой практики имеет расчет распределения температуры по стволу фонтанирующих скважин. Однако для условий месторождений ЧР расчетной методики не существовало, поскольку в процессе подъема нефти по фонтанному лифту происходит большой перепад температур. Поэтому была разработана методика определения температуры в любой точке добывающей фонтанной скважины, на основе применяемой методики для низкотемпературных пластов. Разработанная методика адаптирована к геолого-физическим условиям Северного Кавказа с высокими температурами пластов.

Распределение температуры по глубине скважины можно установить и по следующему выражению:

0,0034 + 0,79 cos T(H )= Tпл -(Нкп - Н ) q, (1) 2.20d где Tпл – пластовая температура, 0С;

H – глубина кровли пласта, м;

кп H – текущая глубина, отсчитываемая от устья скважины, м;

q – дебит жидкости, приведенный к стандартным условиям, м3/с;

d – диаметр скважины (подъемника), м.

Геотермический градиент Т - Т пл нс =, (2) ( Н - Н )cos кп нс где Tнс – температура нейтрального слоя, 0С;

H – глубина нейтрального слоя, м.

нс Результаты определения распределения температуры с шагом по глубине скважины Н = 200, 500, 1000, 1500, 2000, 3000, 4000, 4500м, при работающей скважине с массовым дебитом QM = 50, 100, 150, 200, 250, 300, 400 т/сут приведены в таблице.

Расчетное распределение температуры по стволу работающей скважины Глу- Температура на расчетной глубине, °С, бина, при различных дебитах, т/сут м 30 50 100 150 200 250 300 350 48,9 58,6 78,3 94,2 106,8 116,8 124,7 131,0 135,56,3 65,3 83,7 98,4 110,2 119,4 126,8 132,6 137,68,6 76,5 92,6 105,5 115,8 123,9 130,3 135,4 139,80,9 87,7 101,5 112,6 121.4 128,3 133,8 138,2 141,93,3 98,9 110,4 119,6 127,0 132,8 137,4 141,0 143,117,9 121,3 128,2 133,8 138,2 141,6 144,4 146,6 148,142,6 143,7 146,0 147,9 149,4 150,5 151,4 152,2 152,Применимость расчетных зависимостей была проведена на примере двух фонтанных скважин. Определим распределение температуры с шагом hi = 3700, 3800, 3900, 4000, 4200, 4400 м по глубине работающей скв. 679 месторождения «Старогрозненское» с массовым дебитом QM = 240 т/сут. На скв. 679 Старогрозненского месторождения проведены исследования температуры глубинным термометром. Результаты замеров приведены на рис. (точки 2). Затем были проведены расчеты распределения температуры по глубине (прямая 1) и проведено сопоставление фактических и расчетных значений температуры.

Аналогично произведем расчеты определения распределения температуры с шагом hi = 3800, 3920, 4000, 4080, 4160, 4240, 4320, 4400, 4480 м, при работающей скв. 702 месторождения «Старогрозненское» с массовым дебитом QM = 197 т/сут (см. рис. 1, прямая 3, точки 4).

147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 Т, ОС • • • • • • • • • •• • Н, м Рис. 1 Сопоставление расчетного и фактического распределения температуры по стволу работающих скважин 702, 679 мезозойских залежей старогрозненского месторождения:

1, 2 – расчетная зависимость и фактические значения температуры для различных глубин скв. 702;

3, 4 – расчетная зависимость и фактические значения температуры для различных глубин скв. Как показывает анализ полученных результатов расчётов, наиболее существенную роль в уровне температуры на любой глубине скважины играет дебит жидкости, но только в том случае, когда добывается нефть с низким газонасыщением или устьевое давление превышает давление насыщения нефти при малых дебитах.

Сопоставление результатов исследований, приведенных на рис. 1, показывает, что фактические и расчётные значения изменения температуры (30-155 0 С) в скважинах 702, 679 Старогрозненского месторождения достаточно точно отражают процесс теоретических предпосылок и совпадают с очевидными особенностями изменения температуры в конкретных условиях.

Исходя из результатов исследований состава отложений парафиновых и асфальтосмолистых соединений, приведенных в предыдущей главе, по глубине скважин мезозойских залежей Чеченской Республики без учета разгазирования нефтей выделяются три зоны образования отложений. Первая зона приходится на глубину порядка 2000–2500 м (t = 127–131 °С) и здесь могут образовываться отложения, представленные наиболее тугоплавкими адгезионоспособными веществами. В смеси с ними могут находиться мехпримеси и небольшое количество низкоплавких парафинов и других углеводородов.

Вторая зона отложений перемещается вверх по стволу скважины и может сосредоточиваться на глубинах 200–500 м (t = 96–118 °С). Предположительно отложения в этой зоне могут быть представлены в основной массе веществами, выпадающими в осадок из раствора в гексане с добавлением твёрдых парафинов различной температуры плавления твёрдых частиц пород.

Третья зона отложений соответствует температурам в скважине, при которых происходит кристаллизация тугоплавких парафинов (t = 52 – 58 °С) и приходится на глубины менее 200 м. При работе скважин с малыми дебитами без разгазирования в АСПО присутствуют более тугоплавкие вещества, легкие углеводороды и твердые частицы породы коллектора.

Установлено,что состав отложений, вероятность их образования и локализация с определенной интенсивностью в выделенных зонах будут соответствовать содержанию в нефти групп углеводородов, обнаруженных в со ставе отложений, их свойствам. Для нефтей месторождений ЧР полученные лабораторные данные представлены для абсолютного большинства залежей мезозойских отложений.

Средний газовый фактор нефтей составляет порядка 400 м3/т, а это означает, что 30-35 % массы пластовой нефти приходится на углеводороды, газообразные в поверхностных условиях. Такой факт оказывает существенное влияние на процессы разгазирования нефти по стволу добывающих скважин и температурный режим их эксплуатации.

Анализ результатов разгазирования показывает, что коэффициент растворимости газов в нефтях находится в пределах, близких к единице. Причем это характерно практически для всех нефтей района.

Давление насыщения мезозойских нефтей находится чаще всего в пределах 30 МПа, а устьевое давление фонтанирующих скважин в минимуме обеспечивает требования системы нефтегазосбора и поддерживается обычно равным 2,5 МПа.

Приближенные расчеты интегрального охлаждения газа при разгазировании нефти в насосно-компрессорных трубах показывают, что возможное снижение температуры газа могло бы достигать порядка 60–70 °С. Это означает, что количество тепла, на которое уменьшится теплосодержание потока в скважине при рассматриваемых нами условиях, может соответствовать снижению температуры жидкости и газа примерно на 20–25 °С. Такое уменьшение температуры потока происходит по стволу скважины постепенно, начинается в зоне соответствия давления в системе давлению насыщения нефти и заканчивается у устья скважины.

Высокий газовый фактор оказывает постоянное и определённое влияние на возможность образования отложений асфальтосмолистых и парафиновых веществ и их локализацию по стволу скважин. Такой вывод подтверждается промысловыми исследованиями, которыми установлено, что образо вание АСПО в скважинах происходит все более часто с разгазированием нефти в стволе.

Интенсивность отложений парафина в значительной степени зависит от величины температуры и давления в зоне отложений парафина. Большое значительное снижение давления в фонтанном лифте приводит к резкому выделению из нефти более тяжелых углеводородных газов, являющихся лучшими растворителями парафина и, следовательно, к увеличению интенсивности отложений.

Специфика влияния давления на образование и локализацию отложений асфальтосмолистых веществ в скважинах месторождений Чеченской Республики рассмотрена на примерах фактической эксплуатации ряда скважин.

Анализ промысловых данных работы скважин за длительный период эксплуатации показывает, что высокий уровень пластового, забойного и устьевых давлений способствует образованию АСПО в широком интервале температур при различной депрессии на пласт и продуктивности скважин.

Можно отметить, что частота образования отложений асфальтосмолистых и парафиновых веществ не увеличивается при изменении продуктивности скважин в пределах дебитов нефти 30-200 т/сут, с изменением депрессии на пласт p =1–5 МПа и температуры на устье Tу =30–60 °С. Таким образом, вероятно образование отложений асфальтосмолистых веществ в малой степени зависело от парафиновых веществ и в максимальной степени могло быть обусловлено тугоплавкими веществами асфальтосмолистого ряда. Зарождение отложений возникало там, где создавались условия для выпадения из раствора тугоплавких асфальтосмолистых веществ, а нарастание объема отложений происходило и за счет тугоплавких парафинов, кристаллизовавшихся при высоких давлениях. Так как содержание в нефти тугоплавких асфальтосмолистых веществ составляет малую долю (единицы процентов) и основным наполнителем отложений являются твердые парафины, локализа ция отложений отмечается до 1000 м, и этот факт способствует тому, что отложения разрушаются при прогреве верхней части колонны горячей нефтью.

Но начало разрушения асфальтосмолистой пленки в этом случае не происходило и поэтому были необходимы обработки скважин растворителями, более радикально улучшавшими условия эксплуатации скважин.

Кроме того, рассмотрено влияние диаметра труб на установившийся процесс теплообмена в скважине. В этом случае количество тепла в элементе трубы может быть изменено за счет теплопередачи по окружности трубы.

Тогда можно записать соотношение количества тепла, снимаемого с поверхности трубы к количеству тепла в сечении трубы, как отношение длины окружности трубы к площади ее сечения без учета толщины стенки.

Обозначив это отношение коэффициентом эффективности теплопередачи, получим V K = ; (3) S 4dl K = ; (4) d l K =, (5) d где S – площадь элемента трубы длиною l ;

V – объем элемента трубы длиною l ;

d – внутренний диаметр насосно-компрессорных труб.

В реальных условиях должна быть введена поправка на толщину стенок трубы, выражающаяся в отношении внешнего и внутреннего диаметра труб:

dвнеш h =. (6) dвнутр Тогда в окончательном виде 4h K =. (7) d Большее изменение коэффициента эффективности теплопередачи происходит с уменьшением диаметра труб и, наоборот, при больших диаметрах труб (0,2-0,3 м) эффективность теплопередачи (рис. 2) мало зависит от диаметра труб.

Pages:     | 1 || 3 |






© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»