Scientific journal
Fundamental research
ISSN 1812-7339
"Перечень" ВАК
ИФ РИНЦ = 1,749

INJECTION WELL SHUT-DOWN THERMAL REGIME MAINTENANCE UNDER LOW-TEMPERATURE CONDITIONS

Fattakhov I.G. 1 Kadyrov R.R. 1 Galiullina I.F. 1 Mukhametov E.R. 1 Fazlyev K.I. 1
1 FSBEI of HPE «Ufa State Petroleum Technological University»
The paper presents an essential problem of a well-head equipment freezing under low temperature conditions. One of the ways of solving the problem is the surface equipment binding by different types of heat insulating material. There has been considered on a method of optimal insulation selection according to plant operation temperature conditions. The authors suggest four types of insulations: sovelite, vermiculite, newel, fiber glass. Their proper thickness has been determined. The values received have tabulated. Thickness dependence of different insulation types from medium temperature has been plotted. As the result, the authors suggest the most favourable type of insulation – fiber glass, recommended for further application in oil and gas industry, particularly in reservoir pressure maintenance system because of its high efficiency and less thickness required under same conditions compared with other insulation types.
injection wells
well-head equipment
heat (thermal) insulation
sovelite
vermiculite
newel
fiber glass
1. Bahtizin R.N., Kadyrov R.R., Fattahov I.G. Predohranenie ustja nagnetatelnoj skvazhiny ot zamorazhivanija // Nauchnoe obozrenie. 2013. no. 9. рр. 274–277.
2. Gattenberger Ju.P. Kontrol za izmeneniem teplovogo rezhima neftenosnyh gorizontov v processe razrabotki [Jelektronnyj resurs] / Ju.P. Gattenberger. Rezhim dostupa: http://hydropetroleum.ru/node/133. Data obrashhenija: 28.12.2014.
3. Kadyrov R.R., Fattahov I.G., Kuleshova L.S. Primenenie jelektroprogreva dlja preduprezhdenija zamerzanija ustja nagnetatelnyh skvazhin // Neftepromyslovoe delo. 2012. no. 4. рр. 32–35.
4. Kuznecov G.F. Teplovaja izoljacija / Kuznecov G.F., Gorbachev V.P., Belskij V.I./M.:Strojizdat. 1985. рр. 248–297.
5. Salimov M.H. Esli zamerzajut nagnetatelnye skvazhiny [Jelektronnyj resurs] / M.H. Salimov. Rezhim dostupa: http://msalimov.narod.ru/Frust.htm. Data obrashhenija: 28.12.2014.
6. Teplotehnika. Raschet teplovyh poter v processe nagnetanija gorjachego teplonositelja pri obrabotke prizabojnoj zony plasta: uchebno-metodicheskoe posobie GOU VPO UGNTU / Galiullina I.F., Muhametdinova L.D.; pod red. Sinilova A.A. Ufa. 2009. 26 р.
7. Teplovaja izoljacija oborudovanija i truboprovodov. SNiP 2.04.14-88 ot 31 dekabrja 1997 g. no. 18-80 // Sbornik izmenenij k stroitelnym normam i pravilam Gosstroja SSSR, 09.08.1988, no. 155.
8. Fattahov I.G., Kadyrov R.R. Izmenenie konstrukcii ustevoj armatury nagnetatelnyh skvazhin i podvodjashhih vodovodov s uchetom ih raboty v zimnee vremja // Neftepromyslovoe delo. 2012. no. 12. рр. 17–20.
9. Fattahov I.G. Integracija differencialnyh zadach intensifikacii dobychi nefti s prikladnym programmirovaniem // Izvestija vysshih uchebnyh zavedenij. Neft i gaz. 2012. no. 5. рр. 115–119.
10. Fattahov I.G., Kadyrov R.R., Kuleshova L.S. Metody teploizoljacii ustja nagnetatelnyh skvazhin // Jelektronnyj nauchnyj zhurnal Neftegazovoe delo. 2012. no. 1. рр. 112–116.
11. Fattahov I.G., Kadyrov R.R. Opredelenie granic nezamerzanija podvodjashhih vodovodov nagnetatelnyh skvazhin s primeneniem prikladnogo programmirovanija // Avtomatizacija, telemehanizacija i svjaz v neftjanoj promyshlennosti. 2012. no. 10. рр. 39–43.
12. Fattahov I.G. Predposylki po ispolzovaniju tepla sgoranija poputnogo neftjanogo gaza dlja podogreva nagnetaemoj vody v zimnee vremja // Geologija, geofizika i razrabotka neftjanyh i gazovyh mestorozhdenij. 2014. no. 1. рр. 61–65.
13. Fattahov I.G., Kadyrov R.R., Nikiforov A.A., Mingazov I.R. Principialnaja vozmozhnost programmnogo rascheta estestvennoj konvencii v teploobmennike // Avtomatizacija, telemehanizacija i svjaz v neftjanoj promyshlennosti. 2012. no. 11. рр. 50–52.
14. Fattahov I.G., Kadyrov R.R. Prisposoblenie dlja podderzhanija polozhitelnyh temperatur na uste skvazhiny // Aktualnye problemy gumanitarnyh i estestvennyh nauk. 2012. no. 6. рр. 315–317.

При использовании технологии ППД около 20 % фонда нагнетательных скважин использует маломинерализованную или пресную воду. Во время работы при низких температурах возможно обледенение устьевой арматуры. При температурах менее – 25 °С возможно замерзание оборудования, находящегося на устье нагнетательных скважин в процессе закачивания пластовых и стоковых вод, в случае уменьшения приёмистости, аварийных остановок, возникающих при порыве водовода или отключении электропитания.

Каждый год количество нагнетательных скважин, склонных к замерзанию, по приближённым оценкам экспертов предприятий нефтегазодобычи ОАО «Татнефть», равно 500 – в связи с этим проблематика предохранения скважин ППД от замерзания столь важна и актуальна.

Комплекс наблюдений за динамикой изменений температурного режима нефтесодержащих пластов в ходе их разработки путём заводнения включает следующие виды операций:

1) регулирование температуры закачиваемого агента (воды);

2) измерения забойной температуры скважин нагнетания;

3) фиксация динамики изменений температур пластов, эксплуатируемых скважинами, находящимися рядом с нагнетательными;

4) регулярные измерения температур в параметрических скважинах.

По стволу нагнетательной скважины с приёмистостью в пределах от 200 до 300 м3/сут и более температура воды выравнивается довольно быстро, поэтому к забою она поступает с температурой, равной устьевой. Вследствие этого измерения температуры нагнетаемой воды в совокупности с термометрией нагнетательных скважин дают возможность измерить температуру воды у входа в пласт и охарактеризовать её изменчивость при нагнетании. В первые годы заводнения она измеряется регулярно, приблизительно через каждые два – три дня.

В скважинах, где в первый раз проводят исследование, общий температурный замер выполняют по всему стволу. Его проводят дистанционными термометрами. При отсутствии таких термометров применяют самопишущие термометры. Промежуток разрабатываемых горизонтов и выявленные аномальные участки в других областях разреза обследуют детально.

Промежуток времени с начала прекращения движения рабочего агента, в течение которого тепловая изоляция будет предохранять его от застывания, зависит от изменений температуры окружающей среды и жидкости, внутреннего диаметра, скорости ветра, параметров транспортируемой жидкости, материала стенки трубопровода и её толщины. Параметрами, оказывающими влияние на продолжительность периода до начала обледенения, являются: скрытая теплота обледенения, плотность, удельная теплоемкость, температура замерзания.

Приемлемую толщину теплоизоляции определяют расчётным путём. На практике толщину тепловой изоляции слоя вычисляют, учитывая его термическое сопротивление (не менее 0,86 (м2∙°С)/Вт для труб с Dу ≤ 25 мм, и 1,22 (м2∙°С)/Вт для труб с Dу > 25 мм). Качество теплоизоляции трубы характеризуется её эффективностью. В нынешних конструкциях теплоизоляции при применении материалов с теплопроводностью менее 0,1 Вт/(м∙°С) приемлемая толщина изоляционного слоя обеспечивает теплоэффективность данной изоляции, приблизительно равную 0,8 (то есть эффективность равна 80 %). В представленном ниже примере приведен расчет теплоизоляции для трубопроводов устьевой обвязки скважины.

Рассмотрим расчет и подбор теплоизоляции, выполненный по СНиП 2.04.14-88.

Скорость течения воды в водоводе: 6 м/с.

Диаметр трубопровода Ø100 мм, длина 20 м (приведенная). Температура в начале 8 °С, температура в конце 3 °С, окружающая температура: –20 °С; –30 °С; –40 °С.

Устанавливаем, что

(t1 – tН)/(t2 – tН) = 1,2,

где t1, t2 – начальная и конечная температура жидкости, °С; tН – температура окружающего воздуха, °С; dК – наружный диаметр изоляции, м; λИЗ – теплопроводность изоляции, Вт/(м∙°С).

Определим толщину изоляции по формуле

fattahov01.wmf

где d – наружный диаметр изолируемой трубы, м; fattahov02.wmf – отношение между наружным диаметром изоляции и наружным диаметром изолируемой трубы;

fattahov03.wmf

где αС – коэффициент теплоотдачи от наружной поверхности изоляции, αС = 29 Вт/(м∙°С); rtot – сопротивление теплопередачи при

fattahov04.wmf

fattahov05.wmf

где Cw – теплоёмкость воды (4200 Дж/(кг∙°С)); Gw – расход воды равен 0,06 м3/с (скорость движения равна 6 м/с, диаметр трубопровода равен 114 мм); tw1 – температура воды в начале (Ø100:+8 °C); tw2 – температура воды в конце (Ø100:+3 °C); tС – окружающая температура, °С; ℓ – приведенная длина объекта (Ø100:20 м); Kred – коэффициент, который учитывает дополнительный поток теплоты через опоры, Kred = 1,2; twm – средняя температура воды, °С:

fattahov06.wmf (Ø100).

Определим толщину теплоизоляционного покрытия из вермикулита, совелита, ньювеля, стекловолокна для отрезка водовода, находящегося на устье скважины длиной 4 м и диаметром 114 мм (толщина стенки равна 5 мм).

pic_100.tif

Рис. 1. Диаграмма толщины изоляции, обеспечивающей положительную температуру внутри устьевого оборудования в случае остановки закачивания воды (температура окружающей среды – 30 °С)

 

Вермикулит:

Коэффициент теплопроводности:

λиз = 0,074 + 0,00023∙tиз(ср)

1) при –20 °C, tиз(ср) = (tиз(нар) + tиз(вн))/2 = (–20 + 8)/2 = –6 °С;

λиз = 0,074 + 0,00023∙(–6) = 0,073 Вт/м∙°С;

fattahov07.wmf

fattahov08.wmf

B = 2,18; δиз1 = (114/2)∙(2,18 –1) = 68 мм;

2) при –30 °C, tиз(ср) = (tиз(нар) + tиз(вн))/2 = (–30 + 8)/2 = –11 °С;

λиз = 0,074 + 0,00023∙(–11) = 0,071 Вт/м∙°С;

fattahov09.wmf

fattahov10.wmf

B = 2,89; δиз2 = (114/2)∙(2,89 – 1) = 108 мм;

3) при –40 °C, tиз(ср) = (tиз(нар) + tиз(вн))/2 = (–40 + 8)/2 = –16 °С;

λиз = 0,074 + 0,00023∙(–16) = 0,07 Вт/м∙°С;

fattahov11.wmf

fattahov12.wmf

B = 3,86; δиз3 = (114/2)∙(3,86 – 1) = 163 мм.

Совелит:

Коэффициент теплопроводности:

λиз = 0,065 + 0,00009∙tиз(ср)

1) при – 20 °C, tиз(ср) = (tиз(нар) + tиз(вн))/2 = (–20 + 8)/2 = –6 °С;

λиз = 0,065 + 0,00009∙(–6) = 0,064 Вт/м∙°С;

fattahov13.wmf

fattahov14.wmf

B = 2; δиз4 = (114/2)∙(2 – 1) = 57 мм;

2) при –30 °C, tиз(ср) = (tиз(нар) + tиз(вн))/2 = (–30 + 8)/2 = –11 °С;

λиз = 0,065 + 0,00009∙(–11) = 0,064 Вт/м∙°С;

fattahov15.wmf

fattahov16.wmf

B = 2,61; δиз5 = (114/2)∙(2,61 – 1) = 92 мм;

3) при –40 °C, tиз(ср) = (tиз(нар) + tиз(вн))/2 = (–40 + 8)/2 = –16 °С;

λиз = 0,065 + 0,00009∙(–16) = 0,064 Вт/м∙°С;

fattahov17.wmf

fattahov18.wmf

B = 3,42; δиз6 = (114/2)∙(3,42 – 1) = 138 мм.

Ньювель:

Коэффициент теплопроводности:

λиз = 0,007 + 0,00006∙tиз(ср)

1) при –20 °C, tиз(ср) = (tиз(нар) + tиз(вн))/2 = (–20 + 8)/2 = –6 °С;

λиз = 0,007 + 0,00006∙(–6) = 0,06964 Вт/м∙°С;

fattahov19.wmf

fattahov20.wmf

B = 2,1; δиз7 = (114/2)∙(2,1 – 1) = 60 мм;

2) при – 30 °C, tиз(ср) = (tиз(нар) + tиз(вн))/2 = (–30 + 8)/2 = –11 °С;

λиз = 0,007 + 0,00006∙(–11) = 0,06934 Вт/м∙°С;

fattahov21.wmf

fattahov22.wmf

B = 2,83; δиз8 = (114/2)∙(2,83 – 1) = 104 мм;

3) при –40 °C, tиз(ср) = (tиз(нар) + tиз(вн))/2 = (–40 + 8)/2 = –16 °С;

λиз = 0,007 + 0,00006∙(–16) = 0,06904 Вт/м∙°С;

fattahov23.wmf

fattahov24.wmf

B = 3,78; δиз9 = (114/2)∙(3,78 – 1) = 158 мм.

Стекловолокно:

Коэффициент теплопроводности:

λиз = 0,036 + 0,00031∙tиз(ср)

1) при –20 °C, tиз(ср) = (tиз(нар) + tиз(вн))/2 = (–20 + 8)/2 = –6 °С;

λиз = 0,036 + 0,00031∙(–6) = 0,03414 Вт/м∙°С;

fattahov25.wmf

fattahov26.wmf

B = 1,43; δиз10 = (114/2)∙(1,43 – 1) = 24 мм;

2) при –30 °C, tиз(ср) = (tиз(нар) + tиз(вн))/2 = (–30 + 8)/2 = –11 °С;

λиз = 0,036 + 0,00031∙(–11) = 0,03259 Вт/м∙°С;

fattahov27.wmf

fattahov28.wmf

B = 1,63; δиз11 = (114/2 (1,63 – 1) = 36 мм;

3) при –40 °C, tиз(ср) = (tиз(нар) + tиз(вн))/2 = (–40 + 8)/2 = –16 °С;

λиз = 0,036 + 0,00031∙(–16) = 0,03104 Вт/м∙°С;

fattahov29.wmf

fattahov30.wmf

B = 1,82; δиз12 = (114/2)∙(1,82 – 1) = 47 мм.

Тип изоляции

Температура окружающей среды

–20

–30

–40

Толщина изоляции, мм

Совелит

57

92

138

Вермикулит

68

108

163

Ньювель

60

104

158

Стекловолокно

24

36

47

pic_101.wmf

Рис. 2. График зависимости толщины изоляции скважины от температуры окружающей среды

По полученным значениям, приведенным в таблице, построим следующий график (рис. 2).

Вывод

1. На основе расчётных данных выявлена прямая зависимость между толщиной изоляции и теплопроводностью материала, из которого она изготовлена.

2. Установлена линейная зависимость толщины изоляции из стекловолокна от температуры окружающей среды, что нехарактерно для типов изоляций, выполненных из ньювеля, вермикулита и совелита. Для всех материалов наблюдается прямая взаимосвязь между данными параметрами.

3. Исходя из полученных результатов и построенных на их основе графиков, выявлена целесообразность применения стекловолокна при изоляции нагнетательных скважин в условиях низких температур. Его использование позволит поддерживать рабочую температуру на устье скважины в течение более долгого времени путём подбора необходимой толщины изоляционного слоя при определённой температуре окружающей среды при сравнительно меньших затратах на выбранный материал.

Рецензенты:

Хузина Л.Б., д.т.н., доцент, профессор, зав. кафедрой «Бурение нефтяных и газовых скважин», Гбоу впо «Альметьевский государственный нефтяной институт», г. Альметьевск;

Кнеллер Л.Е., д.т.н., профессор, зам. генерального директора по научной работе открытого акционерного общества научно-производственного предприятия «ВНИИГИС», г. Октябрьский.