75 лет Геннадию Андреевичу Кулябину (стр. 22 )

.

Коэффициент пропорциональности С :

.

Значение отношения скорости витания частиц к скорости газа :

.

Для обеспечения выноса частиц необходимо, чтобы полученное значение было меньше 0,83, при котором обеспечивается превышение скорости газа над скоростью витания частиц на 20 % при определении объемного расхода газа и нормальных условиях , м3/с :

.

Для определения давления подачи газа в процессе освоения воспользуемся следующими уравнениями:

при определении давления на забое Рзаб, Па:

;

определение потерь давления по стволу: ;

определение площади проходного сечения гибкой трубы, м2 :

;

определение плотности газа в забойных условиях , кг/м3 :

;

определение внутреннего диаметра гибкой трубы , м :

;

определение критерия Рейнольдса :

;

определение коэффициента гидравлических сопротивлений для гибкой трубы:

;

определение безразмерного параметрадля гибкой трубы:

;

определение безразмерной координаты через длину гибкой трубы:

;

безразмерное давление на бустерной установке :

;

необходимое давление закачивания газа от азотной установки, , Па:

.

Используя данные уравнения, находим, что для очистки полости НКТ, например, для очистки НКТ диаметром 73 мм, наиболее распространенной на скважинах Крайнего Севера, от жидкости, состоящей из раствора с частицами песка размером до 0,1 мм необходимо обеспечить расход газа не менее 1,9 м3/мин. При этом азотная установка должна иметь давление не менее 4,3 МПа (таблица).

Исходные данные для расчета

Параметры	Обозначение	Значение
Глубина низа интервала перфорации, м	Lперф	765
Пластовое давление, Па (МПа)	Рпл	2,88×106 (2,9)
Необходимое устьевое давление, Па (МПа)	Рун	2821757 (2,8)
Средняя температура по стволу, К	tср	343
Вид агента	азот	-
Газовая постоянная (азот), м/К	R	30,26
Плотность газа (н. у.), кг/м3	rо	1,251
Коэффициент сверхсжимаемости газа	z	1,0
Вязкость, Па×с	m	1,8×10-5
Наружный диаметр НКТ, м	DНКТ	0,073
Толщина стенки НКТ, мм	dНКТ	5,5
Наружный диаметр гибкой трубы (БДТ), м	DБДТ	0,038
Толщина стенки гибкой трубы (БДТ), мм	dБДТ	2,8
Длина гибкой трубы (БДТ), м	LБДТ	1500
Плотность жидкости, находящейся в скважине, кг/м3	rж	1050
Эквивалентная шероховатость трубы, м	kэ	3×10-4
Песок (шлам): – плотность, кг/м3 – диаметр частиц, м	rп dп	2500 0,0001
Механическая скорость, м/ч (м/с)	vм	18 (0,005)
Ускорение свободного падения, м/с2	g	9,81
Максимальное отношение скорости витания частиц к скорости газа, при котором обеспечивается их вынос		0,83

Определенные по данной методике технологические параметры обеспечивают эффективность вызова притока из пласта в условиях АНПД, а примененение колтюбинговых установок в сочетании с бустерными или азотными установками позволяют повысить удобство, скорость и безопасность выполнения технологических операций. Применение данной методики позволяет сократить время на проведение работ по поиску оптимальных режимов работы установок, а следовательно, снизить время проведения работ по освоению скважин в два-три раза, уменьшив расход реагентов по сравнению с традиционными технологиями, на 25-30 %.

Список литературы

1. Теория и практика капитального ремонта газовых скважин в условиях пониженных пластовых давлений / , , .- М.: ИРЦ Газпром. 2009.- 208 с.

2. Кустышев ремонты газовых скважин на месторождениях Западной Сибири.- М.: экспо», 2010.- 255 с.

3. Патент № 000 РФ. Способ освоения газовой скважины без пакера в условиях аномально-низких пластовых давлений / , , и др. (РФ).- № 000; Заяв. 16.06.09; Опубл. 20.09.10, Бюл. № 26.

4. Заявка № 000 РФ. Способ освоения газовой скважины в условиях аномально низкого пластового давления / , , и др. (РФ). - приоритет 20.12.10.

5. Элияшевский задачи и расчеты в бурении / , , .- М.: Недра, 1082.- 296 с.

Сведения об авторе

, аспирант, Тюменский государственный нефтегазовый университет, научный сотрудник ,

Kustyshev D. A., graduate student of Tyumen State Oil and Gas University, scientific worker of the CJSC «TyumenNIIgiprogaz», phone: [phone].

УДК 622.276

АНАЛИЗ ОПЫТНО-ПРОМЫШЛЕННОГО ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ГРЕЮЩИХ КАБЕЛЕЙ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ

(Тюменский государственный нефтегазовый университет)

Ключевые слова: асфальтосмолопарафиновые отложения, электрообогрев,

показатели работы скважины

Key words: asphaltene deposition, electric heating, the indicators of the well

В продуктивных горизонтах нефть и газ залегают в соседстве друг с другом, водой, рассолами, солями и др. В нефти находятся парафин, смолы, асфальтены, гидраты, сера, сернистые соединения, газы и другие соединения. Часть из них находится в растворенном состоянии и может выпадать в виде твердых частиц, закупоривать поры пласта, создавать отложения на трубах, в насосах и т. п. в зависимости от условий залегания и извлечения углеводородов. По мере разработки залежей углеводородов термобарогидрогазодинамические условия изменяются, способствуя возникновению и развитию негативных явлений: закупоривание пор коллектора и выпадение асфальтосмолопарафиновых образований (АСПО) в лифте НКТ и подземном, наземном оборудовании скважин.

Известно немало случаев, когда система разработки и способы ее осуществления провоцируют осложнения, которые в начальных условиях разработки не обнаруживались.

Эксплуатация скважин на некоторых месторождениях связана со значительным увеличением затрат на проведение работ по депарафинизации колонн насосно-компрессорных труб (НКТ) и выкидных линий. Парафины хорошо растворяются в нефти при температурах выше 30 - 40°С. При добыче нефти температура снижается, что приводит к выпадению парафинов из нефти. Для успешной борьбы с отложениями парафина необходимо определить основные термодинамические параметры газожидкостного потока в скважине – изменение температуры и давления по стволу скважины, давление насыщения нефти газом, а также глубину и интенсивность отложения парафина в зависимости от производительности скважины и обводненности ее продукции. Необходимы также данные о составе парафиновых отложений и температуре их плавления. Такие исследования обусловливают выбор наиболее эффективного метода борьбы с отложениями парафина в конкретных условиях.