Выбор и расчет оборудования для депарафинизации нефтяных скважин в условиях НГДУ "ЛН" (стр. 5 из 13)
Более 58 % всех проведенных в 2001 году обработок составили промывки дистиллятом в комбинации с нефтью. Содержание нефти в растворе при этом составляет от 20 до 50 %. Выбор концентрации осуществляется технологическими службами нефтепромыслов с учетом скважинных условий.
Всего промывками охвачено 484 скважины с периодичностью промывок 2-3 раза в год. Объем разовой дистиллятной обработки составляет в среднем 8 м3.
Гидравлический расчет промывки скважины нефтедистиллятной смесью
Исходные данные:
Скважина №1828А,
Н забой = 1620 м - искусственный забой,
Диаметр эксплуатационной колонны Dэкс. к =146 мм,
Диаметр НКТ dHKT = 73 мм,
Диаметр штанг dШТ. = 22 мм,
НН2Б – 44,
Плотность дистиллята ρД = 707 кг/м3,
Q = 8 м3, В=0 %.
Техника для промывки:
ЦА - 320; dпоршня = 100 мм; N = 180 л/с
Производительность агрегата:
1 скорость - 1,4 л/с 2 скорость - 2,55 л/с
3 скорость - 4,8 л/с 4 скорость - 8,65 л/с
Расчет гидравлического сопротивления при движении дистиллята в кольцевом пространстве.
P1 = λ· (HHKT·ρД)/(Dэкс.к – dHKT) х (vн2/2), Πa (13 стр.193) (2.1)
где: l - коэффициент трения, l = 0,035;
ННКТ - длина колонны НКТ, м;
v н- скорость нисходящего потока жидкости, м/с;
ρД - удельный вес дистиллята, кг/м3;
Dэкс. к - диаметр эксплуатационной колонны, м;
dHKT - диаметр НКТ, м;
При работе на 1 скорости:
Р1 = 0,035·(1450·707)/(0,146 – 0,073) х (0,172/2) = 0,0071·106 Па;
на 2 скорости:
Р1 = 0,035·(1450·707)/(0,146 – 0,073) х (0,372/2) = 0,0339·106 Па;
на скорости 3:
Р1 = 0,035·(1450·707)/(0,146 – 0,073) х (0,532/2) = 0,0696·106 Па;
на скорости 4:
Р1 = 0,035·(1450·707)/(0,146 – 0,073) х (1,032/2) = 0,263·106 Па.
2. Гидравлическое сопротивление по уравновешиванию столбов жидкости в НКТ и колонне:
P2 = (ρн - ρД)·g ·ННКТ,(13, стр.197) (2.2)
где: ρн - плотность нефти.
С достаточной точностью для расчетов
P2 = (820 – 707)·9,81·1450 = 1,607·106 Па
3. Гидравлическое сопротивление в трубах НКТ:
Р3 = j·lНКТ· ННКТ·ρД·v 2в/[2(dВН - dШТ.)] (13, стр. 199) (2.3)
где: j - коэффициент, учитывающий потери на местных сопротивлениях при движении дистиллята в НКТ, j =1,1;
lНКТ - коэффициент трения в НКТ, lНКТ = 0,04;
dВН - внутренний диаметр НКТ, м;
dШТ. - диаметр штанг, м;
v в - скорость восходящего потока, м/с;
на 1 скорости:
Р3 = 1,1·0,04·1450·707·0,42/[2·(0,062 – 0,022)] = 0,09·106 Па
на 2 скорости
Р3 = 1,1·0,04·1450·707·0,82/[2·(0,062 – 0,022)] = 0,361·106 Па
на скорости 3
Р3 = 1,1·0,04·1450·707·1,62/[2·(0,062 – 0,022)] = 1,443·106 Па
на скорости 4
Р3 = 1,1·0,04·1450·707·2,912/[2·(0,062 – 0,022)] = 4,775·106 Па
Гидравлические сопротивления на выходе агрегата ЦА-320 при обратной промывке ничтожно малы, при расчете их не используют.
5. Давление на выкиде насоса:
Рв = Р 1+ Р 2+ Р 3; (13, стр.196) (2.4)
На 1 скорости:
Рв = 0,0071·106 + 1,607·106 + 0,09·106 = 1,704·106 Па;
На 2 скорости:
Рв = 0,0339·106 + 1,607·106 + 0,361·106 =2,002·106 Па;
На 3 скорости:
Рв = 0,0696·106 + 1,607·106 + 1,443·106 =3,120·106 Па;
На 4 скорости:
Рв = 0,263·106 + 1,607·106 + 4,775·106 =6,645·106 Па.
6. Рассчитываем мощность насоса:
N = Pв·Q/η, (13, стр.197 ) (2.5)
где η - К.П.Д насоса,
η = 0,65;
на 1 скорости:
N =1,704·106 Па·1,4/0,65 = 3,67 кВт;
на 2 скорости:
N =1,704·106 Па·2,55/0,65 = 6,68 кВт;
на 3 скорости:
N =1,704·106 Па·4,8/0,65 = 12,58 кВт;
на 4 скорости:
N =1,704·106 Па·8,65/0,65 = 22,68 кВт.
7. Использование максимальной мощности:
К =
(13, стр. 197) (2.6),где максимальная мощность насоса Nmах = 130 кВт;
на 1 скорости:
К = 3,67·100/130 = 2,82%;
на 2 скорости:
К = 6,68·100/130 = 5,14%;
на 3 скорости:
К= 12,58·100/130 = 9,68%;
на 4 скорости:
К = 22,68·100/130 = 17,45%.
8. Скорость подъёма дистиллята в Н.К.Т.
v п =v в (13, стр.197) (2.7),
на 1 скорости v п = 0,4 м/с
на 2 скорости v п = 0,8 м/с
на 3 скорости v п = 1,6 м/с
на 4 скорости v п = 2,91м/с
где значения v в выбраны по таблице Х.2 стр. 192 (1).
9. Продолжительность подъёма дистиллята в НКТ с разрыхлением парафина и его выносом:
t =HHKT/ vп (13, стр.197) (2.8),
на 1 скорости:
t =1450/0,4 = 3625 сек. = 60,42 мин.;
на 2 скорости:
t =1450/0,8 = 1812,5 сек. = 30,21 мин.;
на 3 скорости:
t =1450/1,6 = 902,25 сек. = 15,10 мин.;
на 4 скорости:
t =1450/2,91 = 498,28 сек. = 8,30 мин.
В НГДУ «ЛН” применяется для промывки скважин нефтедистиллятной смесью комплекты из агрегата ЦА-320 на базе КрАЗ-257 и автоцистерны на базе КамАЗ - 5220 емкостью 8 м3.
Из гидравлического расчета промывки скважины видно, что оптимальный режим работы агрегата осуществляется на 3 скорости, т.к. при этом режиме происходит наилучшее вымывание парафина с НКТ и соблюдаются технические условия безопасности работы с горючим материалом - давление выкида насоса меньше или равно 7 МПа.
Из условий наименьших гидравлических сопротивлений промывку желательно начинать на 1 скорости, производительностью 1,4 л/с, с постепенным наращиванием расхода (т.е. переходом на 2-3 скорости)
Продолжительность промывки на 3 скорости (объём 8 м3) составит 15,10 минут. При окончании промывки в обратной последовательности опускаемся до 1 скорости и заканчиваем промывку.
Схема размещения оборудования при промывке скважин нефтедистилятной смесью
Применение ингибиторов различного типа
Наиболее эффективным методом борьбы с парафином является химический метод, который основан на добавке в поток жидкости при помощи агрегатов ЦА 320 М и АКПП -500, ДРС и ДРП-1, а также УДЭ и УДС, химических реагентов способных гидрофилизации стенок труб, увеличению числа центров кристаллизации парафина в потоке, повышению дисперсности частиц парафина в нефти.
Такими растворителями могут быть водо- и нефтерастворимые ПАВ.
Существует множество типов отечественных и импортных ингибиторов для предотвращения и удаления отложений парафина. Большинство реагентов способствует так же предупреждению образования или разрушению водонефтяных эмульсий. Наиболее эффективные реагенты СНПХ - 7202, 7204, 7400. На месторождениях АО «Татнефть” широко применяется ингибитор для предотвращения и удаления отложений парафина СНПХ-7215, который закачивается в затрубное пространство скважины при помощи агрегатов УЭД и УДС.
Наибольшее распространение на промыслах НГДУ “ЛН” получил ингибитор СНПХ-7212 М, который закачивается в затрубное пространство скважин при помощи устьевых дозаторов УЭД и УДС из расчета 100-200 г/т нефти.
Ингибиторы парафиноотложений можно дозировать в скважины при помощи глубинных дозаторов ДСИ-107. Скважинный дозатор ДСИ-107, разработан ТатНИПИнефти, предназначен для подачи водо-нерастворимых ингибиторов на приём штангового насоса. Дозатор может, применятся в скважинах с обводненностью продукции не менее 10 % при температуре рабочей среды от 283 до 373 К (10- 1000С). Плотность применяемого ингибитора должна быть ниже плотности воды не менее чем на 50 кг/м3, а кинематическая вязкость - не более 450 м2/с. Дозатор обеспечивает непрерывную подачу химреагента в пределах от 0,1 до 40 л/сут.
Эксплуатация дозатора состоит в следующем: определяются необходимый объём химреагента, длина колонны НКТ для размещения ингибитора и диаметр втулки дозатора для установления режима его работы. На скважину завозят расчетное количество ингибитора и НКТ. Из скважины извлекается насосное оборудование.
Спускается в скважину колонна НКТ расчетной длины, нижний конец которой снабжен заглушкой и пробкой.
Определяется плотность ингибитора (денсиметром) и вязкость его (вискозиметром) при температуре среды на глубине подвески дозатора в скважине, содержание воды в продукции скважины по данным предыдущей эксплуатации скважины.
При условии соответствия параметров раствора ингибитора расчетным, химреагент заливается в колонну НКТ.
Помещается втулка в камеру и заворачивается корпус в корпус. Присоединяют дозатор к колонне НКТ, предварительно ввернув трубку в нижний конец гидролинии, и устанавливают фильтр на нижнем конце нагнетательной гидролинии. Присоединяют насос к дозатору.
Спуск штангового насоса с дозатором в скважину производится в обычном порядке на необходимую глубину.
Подъём оборудования, и извлечение его из скважины производится в порядке, обратном спуску. При этом для подъёма труб без жидкости необходимо слить их содержимое, сбив полую пробку сбрасыванием металлического лома в колонну НКТ после отсоединения от нее дозатора.
Работу дозатора в скважине следует контролировать по изменению дебита скважины, величине нагрузки на головку балансира СК, химическими анализами устьевых проб добываемой жидкости.
Длину колонны НКТ для заливки раствора ингибитора целесообразно подобрать с таким расчетом, чтобы повторная заправка химреагентом производилась при очередном текущем ремонте скважины.
В зимнее время на ряде удаленных скважин применяются обработки ингибитором парафиноотложения ТНПХ - 1А в объеме 20-30 литров на скважину с периодичностью 1 раз в месяц.
2.3.5 Тепловые методы, применяемые в НГДУ «ЛН» для борьбы с отложениями АСПО
Если интенсивность отложения парафина невелика, то при каждом подземном ремонте поднимают трубы на поверхность и удаляют из них парафин пропариванием с помощью ППУ.
Очистка скважин, оборудованных ШГН от парафина производится за счет тепловой энергии пара, закачиваемое в затрубное пространство скважин. При этом происходит расплавление парафина находящегося в НКТ и вынос его из скважины. Настоящая технология предусматривает соблюдение следующих требований: