Наружный диаметр электронагревателя составляет 112 мм, длина – 3700 мм, масса – 60 кг. Максимальная мощность, электронагревателя равна 25 кВт, напряжение питания нагре­вателя – 380 В. В нагревателе имеются два термореле, служа­щих для автоматического поддержания забойной температуры в заданных пределах (100-125 °С). При спуске и подъеме электронагревателей используют самоходные размещенные на шасси автомобиля.

Прогрев призабойной зоны пласта обычно проводится в те­чение 5-7 суток, радиус повышенного температурного поля до­стигает при этом 1-1,2 м.

Электронагреватели (ТЭН) изготовляют в поднасосном и неподнасосном вариантах. ТЭН поднасосного варианта осуще­ствляют стационарный электропрогрев призабойной зоны плас­та одновременно с эксплуатацией скважины. Эффективность процесса обусловливается не только увеличением проницаемос­ти пласта за счет расплавления смолопарафиновых отложений, но и снижением вязкости добываемой жидкости.

ТЭН неподнасосного варианта после прогрева призабойной зоны поднимается на поверхность, а скважину оборудуют сно­ва насосной установкой и пускают в эксплуатацию (цикличес­кий электропрогрев).

Повышение мощности приводит к повышению температуры в зоне расположения нагревателя до 180-200 °С, вызывающее образование из нефти кокса.

Практика использования электропрогрева ПЗС показала, что температура на забое стабилизируется через 4-5 сут непрерывного прогрева. В некоторых случаях стабилизация наступает через 2,5 сут.

Измерения температуры по стволу скважины показали, что нагретая зона распространяется примерно на 20-50 м вверх и на 10-20 м вниз от места установки электронагревателя. Это объясняется конвективным переносом теплоты в результате слабой циркуляции жидкости в колонне над нагревателем.

Эффект прогрева держится примерно 3-4 мес. Повторные прогревы, как правило, показывают снижение эффективности.
3.2.2 Расчет технологической эффективности от проведения электронагрева в условиях АЦДНГ-1 АР УДНГ
Исходные данные:

q_н1 = 7,3 т/сут–дебит скважины № 1 по нефти до проведения электронагрева;

q_н2 = 1,8 т/сут–дебит скважины № 2 по нефти до проведения электронагрева;

q_н3 = 1 т/сут – дебит скважины № 3 по нефти до проведения электронагрева;

---

q_ж1 = 11 т/сут – дебит скважины № 1 по жидкости до проведения электронагрева;

q_ж2 = 4,6 т/сут – дебит скважины № 2 по жидкости до проведения электронагрева;

q_ж3 = 3,2 т/сут – дебит скважины № 3 по жидкости до проведения электронагрева;

Т₁ = 103 сут – отработано с даты проведения электронагрева;

Т₂= 145 сут – отработано с даты проведения электронагрева;

Т₃ = 105 сут – отработано с даты проведения электронагрева;

η = 0,89 – коэффициент эксплуатации скважин;

К_пр1 = 1,95т/сут∙МПа – коэффициент продуктивности скважины 1;

К_пр2 = 1,89 т/сут∙МПа – коэффициент продуктивности скважины 2;

К_пр3 = 1,76 т/сут∙МПа – коэффициент продуктивности скважины 3
Произведем расчет объем добычи при базовом дебите нефти:
, т [6, стр. 5] (5)
где q_н0 – дебит скважины, до обработки деэмульгатором дисолван 4411, т/сут;

Т – период между обработками, сут;

ƞ – коэффициент эксплуатации скважин.



Произведем расчет планируемой добычи нефти:
, т [6, стр. 5] (6)

где К _пр– коэффициент продуктивности, т/сут·МПа;



Рассчитаем дополнительную добычу нефти по скважинам:
, т [6, стр. 5] (7)



Дополнительная добыча нефти по трем скважинам составит:
, т [6, стр. 5] (8)

---

Произведем расчет технологической эффективности по трем скважинам по жидкости:

, т [6, стр. 5] (9)



Произведем расчет планируемой добычи жидкости:
, т [6, стр. 5] (10)



Рассчитаем дополнительную добычу жидкости по скважинам:
, т [6, стр. 5] (11)



Рассчитаем дополнительную добычу жидкости по трем скважинам:
, т [6, стр. 5] (12)

По результатам расчета получили дополнительную добычу нефти по трем скважинам равную 456,6 т и по жидкости 856,5 т.
Таблица 11 – Технологическая эффективность от от проведения электронагрева в условиях АЦДНГ-1 АР УДНГ

Скв	ДО				ПОСЛЕ				ПРИРОСТ
	Дебит нефти т/сут	Дебит жид-ти т/сут	Обвод	Дебит нефти т/сут		Дебит жид-ти т/сут	Обвод	Дебит нефти т/сут		Дебит жид-ти т/сут
1	7,3	11	23,3	12,7		17,6	17	5,4		6,6
2	1,8	4,6	54	4,4		9,7	46,5	2,6		5,1
3	1	3,2	64	5,1		18,2	68,3	4,1		15
Среднее значение	3,3	6,2	47,1	7,4		15,1	43,9	4,1		8,9

---

3.3 Расчет технологических процессов
3.3.1 Определение промышленного процесса тепловой обработки пласта
Исходные данные:

q₀ = 4 м³/сут – дебит скважины до обработки

h = 20 м – мощность пласта

m = 0,3 – пористость пласта

r_c = 0,084 м – радиус скважины

r_t = 5 м – радиус прогретой зоны

r_e = 50 м – радиус дренажа

c_м = 1970 кДж/(м³∙К) – объемная теплоемкость породы пласта

с_п = 2500 кДж/(м³∙К) – объемная теплоемкость насыщенного жидкостью пласта

с_ж = 3360 кДж/(м³∙К) – объемная теплоемкость пластовой жидкости

с_к = 4190 кДж/(м³∙К) – объемная теплоемкость конденсата

р_н = 4 МПа – давление нагнетания

Т_п = 522 К – температура пара на забое

Т_пл = 298 К – пластовая температура

S_в = 0,5 – водонасыщенность пласта

i_п = 1720 кДж/кг – скрытая теплота парообразования
Решение:

1) Линейный расход сухого пара:
, кг/(ч∙м) [9, стр. 185] (13)


где q_c.п – расход сухого пара, 8000 кг/(ч∙м).

= 400 кг/(ч∙м)
2) Коэффициент энтальпии пласта:
[9, стр. 185] (14)


где х_п – сухость пара на забое, 0,624;

ρ_с.п – плотность сухого пара, 19,69 кг/м³;
Плотность насыщенного пара:
, кг/м³ [9, стр. 185] (15)
= 31,3 кг/м³




Зная значения q_{c. п h}, r_t и φ, определяют продолжительность нагнетания пара в скважину τ_п по номограмме (рисунок 8).

---

Рисунок 8 – Номограмма для определения продолжительности нагнетания пара при паротепловой обработке
Эта номограмма состоит из пяти параллельных шкал. На четырех логарифмических шкалах нанесены значения φ, r_t, q_{с. п h} и τ_п.

На шкалах r_t и φ находятся точки, соответствующие их значениям, и соединяют их прямой линией, которая пересечет вспомогательную шкалу х в точке А. Затем через точку на шкале q_{с. п h} = 400 и точку А проводят прямую линию, продолжение которой в пересечении со шкалой τ_п и определит искомое значение τ_п = 3,8 сут.

По графику (рисунок 9) можно определить средний дебит скважины после обработки. Для этого на оси абсцисс находим точку, соответствующую значению ln r_e / r_t = ln 50/5 =2,3. Затем найдем пересечение ее вертикальной проекции с соответствующей кривой, что определит на ординате отношение q_ср / q₀ = 1,9. Следовательно, средний дебит скважины после обработки равен q_ср = 1,9
q₀ =1,9∙4= 7,66 м³/сут.

Рисунок 9 – График для определения среднего дебита скважины при паротепловой обработке
3) Продолжительность работы скважины с повышенным дебитом в результате обработки:
, сут [9, стр. 187] (16)
Затем найдем пересечение ее вертикальной проекции с соответствующей кривой, что определит на ординате отношение q_ср / q₀ = 1,9.

Следовательно, средний дебит скважины после обработки равен q_ср = 1,9

---

Смотрите также файлы

• Из приведенных сталей высококачественной является 40хфа дуралюмины это сплавы системы .docx

• Практическое задание 3, Модуль Основы психопатологии слушатель Сошенко Дарья Михайловна Преподаватель Бойцова Ирина Александровна.rtf

• Лекции Управление угрозами и уязвимостями кибербезопасности.pdf

• Муниципальное общеобразовательное учреждение Средняя общеобразовательная школа 56 с углубленным изучением математики.docx

• Специальность 44. 02. 01Дошкольное образование.doc