Химические методы, применяемые в НГДУ «ЛН” для борьбы с отложениями АСПО

2.3.4 Химические методы, применяемые в НГДУ «ЛН” для борьбы с отложениями АСПО

Применение промывок различного типа

В качестве дополнительного метода борьбы с АСПО, в НГДУ «ЛН” на 77,9% осложненного фонда скважин, эксплуатируемых УШГН, используются промывки различного типа (дистиллятом, дистиллятом в комбинации с нефтью, горячей нефтью).

Динамика проведения промывок представлена в таблице 7

Таблица 7

Динамика проведения промывок

В качестве растворителя используется нефтяной дистиллят, как собственного производства, так и получаемый в ОЭ НГДУ «Татнефтебитум”.

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 D_{экс. к} =146 мм,

Диаметр НКТ d_HKT = 73 мм,

Диаметр штанг d_ШТ. = 22 мм,

НН2Б – 44,

Плотность дистиллята ρ_Д = 707 кг/м³,

Q = 8 м³, В=0 %.

Техника для промывки:

ЦА - 320; d_поршня = 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· (H_HKT· ρ_Д)/(D_экс.к – d_HKT) х (v_н²/2), Πa (13 стр.193) (2.1)

где: l - коэффициент трения, l = 0,035;

Н_НКТ - длина колонны НКТ, м;

v _н- скорость нисходящего потока жидкости, м/с;

ρ_Д - удельный вес дистиллята, кг/м³;

D_{экс. к} - диаметр эксплуатационной колонны, м;

d_HKT - 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 = (ρ_н - ρ_Д)·g ·Н_НКТ,(13, стр.197) (2.2)

где: ρ_н - 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·l_НКТ· Н_НКТ·ρ_Д·v ²_в/[2(d_ВН - d_ШТ.)] (13, стр. 199) (2.3)

где: j - коэффициент, учитывающий потери на местных сопротивлениях при движении дистиллята в НКТ, j =1,1;

l_НКТ - коэффициент трения в НКТ, l_НКТ = 0,04;

d_ВН - внутренний диаметр НКТ, м;

d_ШТ. - 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:

Р_в = Р ₁+ Р ₂+ Р ₃; (13, стр.196) (2.4)

На 1 скорости:

Р_в = 0,0071·10⁶ + 1,607·10⁶ + 0,09·10⁶ = 1,704·10⁶ Па;

На 2 скорости:

Р_в = 0,0339·10⁶ + 1,607·10⁶ + 0,361·10⁶ =2,002·10⁶ Па;

На 3 скорости:

Р_в = 0,0696·10⁶ + 1,607·10⁶ + 1,443·10⁶ =3,120·10⁶ Па;

На 4 скорости:

Р_в = 0,263·10⁶ + 1,607·10⁶ + 4,775·10⁶ =6,645·10⁶ Па.

6. Рассчитываем мощность насоса:

N = P_в·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 N_mах = 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%.

Похожие работы

Борьба с парафином в условиях НГДУ "Лениногорскнефть"

Скачать

69510

14

3

... , характеризуемой высокой обводненностью скважин, значительно изменяются условия и механизм доставки носителя парафина (нефти) в область формирования отложений, а механизм формирования самих отложений не меняется. 3.2 Основные методы борьбы с АСПО, используемые в НГДУ «ЛН» и анализ их эффективности В НГДУ «Лениногорскнефть» на 621 скважине, оборудованной УШГН, что составляет 95,2% ...

Эффективность методов борьбы с асфальтосмолистыми парафиновыми отложениями в условиях НГДУ Нурлатнефть

Скачать

107713

13

0

... на поздних стадиях начинают проявляться ряд факторов объективного, природного характера, осложняющие ситуацию в решении парафиновой проблемы и снижающие эффективность традиционных мероприятий.   3.3 Методы используемые в НГДУ “Нурлатнефть” по предотвращению отложений АСПО   3.3.1 Механические методы борьбы с АСПО и технология работ при их применении Группа механических методов борьбы с ...

Проект реконструкции цеха первичной переработки нефти и получения битума на ОАО «Сургутнефтегаз»

Скачать

316221

40

172

... расчет величины затрат необходимых для внедрения этого проекта в производство. Оценить изменение себестоимости продукции получаемой в цехе первичной переработки нефти и получения битума. В цехе установлено две печи: для нагрева нефти П-1 и для подогрева мазута и пара П-3, после реконструкции должна быть установлена печь, которая полностью заменит обе печи П-1 и П-3. Производительность печи по ...

Отчет о практике специальности Разработка и эксплуатация нефтегазовых месторождений

Скачать

152031

0

0

... ухудшает процесс нефтеизвлечения, а в конечном итоге – снижает нефтеотдачу. Так по находящимся в эксплуатации 30…40 лет месторождения Зыбза-Глубокий, Яр, Холмское, Северо-Украинское, текущий коэффициент нефтеотдачи (КНО) не превышает 0,1. Для разработки таких месторождений в стране создано научно-производственное объединение «Союзтермнефть». Опыты, проведенные институтом «КраснодарНИПИнефтьь», ...