Тектоника
Режим залежи
Технологический раздел
Механический метод, применяемый в НГДУ «ЛН» для борьбы с отложениями АСПО
Физические методы, применяемые в НГДУ «ЛН» для борьбы с отложениями АСПО
Скорость подъёма дистиллята в Н.К.Т
Тепловые методы, применяемые в НГДУ «ЛН» для борьбы с отложениями АСПО
Техника и оборудование при паротепловой обработке
Расчет на прочность стеклопластиковых штанг
Выбор оборудования для подачи реагента (ингибитора)
Охрана недр и окружающей среды
Навигация
Тепловые методы, применяемые в НГДУ «ЛН» для борьбы с отложениями АСПО
Борьба с парафином в условиях НГДУ "Лениногорскнефть"
69510
знаков
14
таблиц
3
изображения
3.2.5 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:
– периодичность очистки и количество ППУ корректируется старшим технологом промысла;
– очистка скважины от парафина при работающем СГН, при остановленном из-за отложений парафина;
– закачка пара в затрубное пространство производится после предварительного прогрева манифольда до температуры 100–150 0С;
– при очистке от парафина заклиненных скважин полированный шток устанавливается в верхнее положение, а головка балансира в нижнее положение. После того, как шток уйдет вниз, начинается попытки расхаживания штанговой колонны.
В настоящее время в НГДУ «ЛН» стремятся отказаться от тепловых методов борьбы с АСПО из-за высокой энергоемкости.
Экспериментальные исследования и расчеты распределения температуры по стволу скважины при проведении горячей промывки при помощи АДП показывают, что при глубине спуска насоса, равной 1200 метров, температура, необходимая для расплавления парафина (30–400С) достигает глубины 400–450 метров. Особенно затруднена промывка через насосы малого диаметра (28–32 мм) из-за малого проходного сечения в клапанных узлах.
Для снижения затрат и повышения эффективности горячих промывок насосного оборудования в компоновку колонны НКТ на глубине около 500 метров включают обратный клапан.
В существующих условиях передвижные парогенераторные установки применяются редко и только в тех случаях, где использование других методов невозможно по технологическим причинам.
3.2.5.1 Расчет потерь теплоты по стволу скважины при паротепловой обработке
Исходные данные: диаметр НКТ d = 0,062 м; суммарный коэффициент теплопередачи К = 666,2 кДж/м2Кч; средний коэффициент теплопроводности горных пород λ = 1,02 кДж/мКч; время прогрева t = 3 час.; потеря теплоты в породе в функции времени за время прогрева f(τ) = 3,78; температура рабочего агента (пара) на устье скважины То = 468 К; среднегодовая температура воздуха J0 = 275 К; глубина интервала закачки рабочего агента Н = 1300 м; геотермический градиент s = 0,0154 К/м;
1. Определим потери теплоты по стволу скважины
Q = 2πrKλ/[λ+rKf(τ)]·[(To-J0) H – σH 2/2] (9)
Q = 2·3,14·0,031· 666,2·1,02/(1,02+0,031·666,2·3,78)·[(468 – 275)·1300 – (0,0154·13002)/2] = 400000 кДж/ч. = 400 МДж/ч;
2. Суммарные потери теплоты за время прогрева:
Qc = Q·t; (10)
Qc = 400·3 = 1200 МДж = 1,2 ГДж;
3. Общее количество теплоты подведенное к скважине:
Q' = i·G (11)
Где i – энтальпия пара при температуре 468 К и давлении 1,2 Мпа,
i = 2820 кДж/кГ; G – массовый расход закачиваемого пара, G = 4200 кГ;
Q' = 2820·4200 = 11844000 кДж = 11,844 ГДж;
4. Определяем количество теплоты дошедшей до забоя;
Q'' = Q' – Qc; (12)
Q'' = 11,844 – 1,2 =10,644 ГДж;
5. Потери теплоты составляют:
η = Qc·100%/Q' (13)
η = 1,2·100%/11,844 = 10,13%.
В настоящее время в НГДУ «ЛН» стремятся отказаться от тепловых методов борьбы с АСПО из-за высокой энергоемкости.
3.3 Техника и оборудование, применяемое для депарафинизации скважин в условиях НГДУ «ЛН»
Для депарафинизации скважин в НГДУ «ЛН» применяют различное оборудование. Краткое их описание и технические характеристики приведены ниже.
Наиболее часто применяют для депарафинизации скважин метод промывки. При промывке микробиологическим раствором, нефтедистиллятной смесью, дистиллятом используются автоцистерны и промывочные агрегаты.
Доставка промывочного раствора на скважину осуществляется в автоцистернах ЦР-7АП, АЦН – 7,5–5334, АЦН-11–257, АЦ-15–5320/8350, АЦ-16П.
Таблица 9 Техническая характеристика автоцистерн
| Автоцистерна Транспортная база Грузоподъемность, т Наибольшая скорость передвижения с полной нагрузкой, км/ч Тяговый двигатель-четырёхконтактовый дизель Номинальная мощность (при п=2100 мин-1), кВт Вместительность цистерны Центробежный насос Подача (дм3/с) при напоре, м 70 48 Время заполнения жидкостью, мин Наиб. мощн, потреб. насосом, кВт Условн. диам. линии, мм всасывающей напорной Всасывающее устройство Высота всасывания, м Рабочий агент Размеры, мм длина ширина высота Масса, кг полная комплекта | АЦН-11–257 КрАЗ-257Б1А 12 68 ЯМЗ-238 176,5 11 9 9600 2500 2860 22600 11040 | АЦН – 7,5–5334 МАЗ-5334 7,2 85 ЯМЗ-236 132 7,5 12,5 21 6 15 100 50 Эжектор 5 6950 2500 2870 15325 7450 | ЦР-7АП КрАЗ-255 7,5 71 ЯМЗ-238 176,5 7,5 8590 2500 3070 19035 10980 |
Для промывки скважин применяются самоходные насосные агрегаты: цементировочный агрегат ЦА-320М, насосные установки УН1–100х200,
УН1Т-100х200. Все агрегаты имеют трубки высокого давления с цилиндрической резьбой для быстрой сборки и разборки нагнетательной линии.
Таблица 10 Техническая характеристика ЦА-320 М
| Монтажная база Силовая установка: марка тип двигателя Наиб.мощн. при частоте вращ. вала дв-ля 2800 мин-1, л.с. Насос марки Наибольшая подача насоса, л/с. Наибольшее давление, МПа Водопадающий насос Наибольшая подача, л/с. Наибольшее давление, МПа Объём мерной ёмкости, м3 Диам.проходн. сечения коллектора, мм приёмного нагнетательного Вспомогательный трубопровод число труб общая длина, м Масса агрегата, кг без заправки заправленного Габаритные размеры, мм | КрАЗ-257 5УС-70 ГАЗ-51 70 9Т 23 32 1В 13 1,5 6,4 100 50 6 22 16970 17500 10425х2650х3225 |
Похожие работы
... - 78 % Трубы всех типов исполнения, имеют длины: 1 группа - от 5,5 до 8,5 м 2 группа - свыше 8,5 до 10 м. 3.2 Техника и оборудование применяемое для депарафинизации скважин в условиях НГДУ «ЛН» Для депарафинизации скважин в НГДУ “ ЛН” применяют различное оборудование. Краткое их описание и технические характеристики приведены ниже. Наиболее часто применяют для депарафинизации скважин ...
... = 3148,5 т.р. + 1405,8 = 17206,5 т.р. С увеличением количества ремонтов затраты по техническому ремонту составили 17206,5 т.р 2. ОРГАНИЗАЦИОННЫЙ РАЗДЕЛ 2.1 Сущность технологического процесса борьбы с парафином Рассмотрим тепловой метод удаления парафина. Обычно в скважину и призабойную зону закачивают горячую нефть, керосин, дизельное топливо или боду с добавками ПАВ или без них. Для ...
... с использованием шкивов. 6.Постоянно производить выводы, после ПРС, о его причине. 3.3 Механизм и условия формирования АСПО в скважине Современные представления о механизме образования парафиновых отложений на скважинном оборудовании можно условно подразделить на осадочно-объемную теорию и кристаллизационно-поверхностную. Первая предполагает, что кристаллы парафина образуются в объеме ...
... реагента от плотности пластовой воды Марка реагента лотность вод, обводняющих скважину, кг/м3 СНПХ – 9633 В1 1015-1060 СНПХ – 9633 В2 1050-1130 СНПХ – 9633 А 1130-1185 3.5 Технология ремонтно-изоляционных работ с применением СНПХ-9633 на примере скважины 15403а НГДУ «Лениногорскнефть» 3.5.1 Требования к выбору объектов применения При выборе объектов для обработки композицией ...
0 комментариев