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
Скорость подъёма дистиллята в Н.К.Т
Борьба с парафином в условиях НГДУ "Лениногорскнефть"
69510
знаков
14
таблиц
3
изображения
8. Скорость подъёма дистиллята в Н.К.Т.
v п =v в (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 = 2,91 м/с
9. Продолжительность подъёма дистиллята в НКТ с разрыхлением парафина и его выносом:
t =HHKT/ v п (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.
3.2.4.3 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.
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