Научный журнал
Фундаментальные исследования
ISSN 1812-7339
"Перечень" ВАК
ИФ РИНЦ = 1,749

ПОДДЕРЖАНИЕ ТЕМПЕРАТУРНОГО РЕЖИМА В НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИНАХ ПРИ ИХ ОСТАНОВКЕ В УСЛОВИЯХ НИЗКИХ ТЕМПЕРАТУР

Фаттахов И.Г. 1 Кадыров Р.Р. 1 Галиуллина И.Ф. 1 Мухаметов Э.Р. 1 Фазлыев К.И. 1
1 Филиал ФГБОУ ВПО «Уфимский государственный нефтяной технический университет»
Статья посвящена серьезной проблеме замерзания устьевой арматуры нагнетательных скважин в условиях низких температур. Одним из способов решения этой проблемы является обвязка надземного оборудования теплоизоляционными материалами различных типов. В статье рассматривается методика оптимального подбора изоляции в зависимости от температурных условий работы оборудования. Авторами предложены четыре типа изоляций: совелит, вермикулит, ньювель, стекловолокно; проведены расчёты их необходимой толщины, полученные значения сведены в таблицу, построены графики зависимости толщины различных типов изоляций от температуры окружающей среды. На основании данных результатов предложен наиболее выгодный тип изоляции – стекловолокно, рекомендуемый для дальнейшего применения в нефтегазовой промышленности, в частности в системе поддержания пластового давления (ППД), ввиду его высокой эффективности и меньшей необходимой толщины при равных условиях по сравнению с другими типами изоляции.
нагнетательные скважины
устьевая арматура
тепловая изоляция
совелит
вермикулит
ньювель
стекловолокно
1. Бахтизин Р.Н., Кадыров Р.Р., Фаттахов И.Г. Предохранение устья нагнетательной скважины от замораживания // Научное обозрение. – 2013. – № 9. – С. 274–277.
2. Гаттенбергер Ю.П. Контроль за изменением теплового режима нефтеносных горизонтов в процессе разработки [Электронный ресурс] / Ю.П. Гаттенбергер.-Режим доступа: http://hydropetroleum.ru/node/133. Дата обращения: 28.12.2014.
3. Кадыров Р.Р., Фаттахов И.Г., Кулешова Л.С. Применение электропрогрева для предупреждения замерзания устья нагнетательных скважин // Нефтепромысловое дело. – 2012. – № 4. – С. 32–35.
4. Кузнецов Г.Ф. Тепловая изоляция / Кузнецов Г.Ф., Горбачев В.П., Бельский В.И. –М.: Стройиздат, 1985. – С. 248–297.
5. Салимов М.Х. Если замерзают нагнетательные скважины [Электронный ресурс] / М.Х. Салимов. – Режим доступа: http://msalimov.narod.ru/Frust.htm. Дата обращения: 28.12.2014.
6. Теплотехника. Расчет тепловых потерь в процессе нагнетания горячего теплоносителя при обработке призабойной зоны пласта: учебно-методическое пособие ГОУ ВПО УГНТУ / Галиуллина И.Ф., Мухаметдинова Л.Д.; под ред. Синилова А.А. – Уфа, 2009. – 26 с.
7. Тепловая изоляция оборудования и трубопроводов: СНиП 2.04.14-88 от 31 декабря 1997 г. № 18-80 // Сборник изменений к строительным нормам и правилам Госстроя СССР, 09.08.1988, № 155.
8. Фаттахов И.Г., Кадыров Р.Р. Изменение конструкции устьевой арматуры нагнетательных скважин и подводящих водоводов с учетом их работы в зимнее время // Нефтепромысловое дело. – 2012. – № 12. – С. 17–20.
9. Фаттахов И.Г. Интеграция дифференциальных задач интенсификации добычи нефти с прикладным программированием // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. – 2012. – № 5. – С. 115–119.
10. Фаттахов И.Г., Кадыров Р.Р., Кулешова Л.С. Методы теплоизоляции устья нагнетательных скважин // Электронный научный журнал Нефтегазовое дело. – 2012. – № 1. – С. 112–116.
11. Фаттахов И.Г., Кадыров Р.Р. Определение границ незамерзания подводящих водоводов нагнетательных скважин с применением прикладного программирования // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. – 2012. – № 10. – С. 39–43.
12. Фаттахов И.Г. Предпосылки по использованию тепла сгорания попутного нефтяного газа для подогрева нагнетаемой воды в зимнее время // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2014. – № 1. – С. 61–65.
13. Фаттахов И.Г., Кадыров Р.Р., Никифоров А.А., Мингазов И.Р. Принципиальная возможность программного расчета естественной конвенции в теплообменнике // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. – 2012. – № 11. – С. 50–52.
14. Фаттахов И.Г., Кадыров Р.Р. Приспособление для поддержания положительных температур на устье скважины // Актуальные проблемы гуманитарных и естественных наук. – 2012. – № 6. – С. 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.



Библиографическая ссылка

Фаттахов И.Г., Кадыров Р.Р., Галиуллина И.Ф., Мухаметов Э.Р., Фазлыев К.И. ПОДДЕРЖАНИЕ ТЕМПЕРАТУРНОГО РЕЖИМА В НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИНАХ ПРИ ИХ ОСТАНОВКЕ В УСЛОВИЯХ НИЗКИХ ТЕМПЕРАТУР // Фундаментальные исследования. – 2015. – № 5-3. – С. 547-552;
URL: https://fundamental-research.ru/ru/article/view?id=38298 (дата обращения: 01.12.2021).

Предлагаем вашему вниманию журналы, издающиеся в издательстве «Академия Естествознания»
(Высокий импакт-фактор РИНЦ, тематика журналов охватывает все научные направления)

«Фундаментальные исследования» список ВАК ИФ РИНЦ = 1.074