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

Выбор и расчет оборудования для депарафинизации нефтяных скважин в условиях НГДУ "ЛН"
ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ Коллекторские свойства продуктивных горизонтов Физико-химические свойства нефти, газа и воды ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ Основные методы борьбы с АСПО, используемые в НГДУ “ ЛН” и анализ их эффективности Механический метод, применяемый в НГДУ «ЛН” для борьбы с отложениями АСПО Применение покрытий для борьбы с АСПО Химические 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 СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ Расчет толщины стенки крышки резервуара ЭКОЛОГИЧЕСКАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ Охрана вод ОРГАНИЗАЦИОННО-ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ Анализ выхода из строя глубинно-насосного оборудования за 2000 – 2001 г.г Расчет экономической эффективности от внедрения и заправки дозаторов
105990
знаков
25
таблиц
4
изображения

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

Виды промывок

Годы
1997 1998 1999 10 месяцев
2000 2001

Всего промывок,

в т.ч. - дистиллят

- дистиллят + нефть

- горячая нефть

1516

316

745

455

1684

309

1174

201

1289

424

625

240

1128

374

546

208

938

275

551

112

 

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 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%.


Информация о работе «Выбор и расчет оборудования для депарафинизации нефтяных скважин в условиях НГДУ "ЛН"»
Раздел: Геология
Количество знаков с пробелами: 105990
Количество таблиц: 25
Количество изображений: 4

Похожие работы

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% ...

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 ...

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 ...

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», ...

0 комментариев


Наверх