Борьба с парафином в условиях НГДУ "Лениногорскнефть"

Адгезия стекла к стенке НКТ при Т = 8500С хорошая, что позволяет эксплуатировать НКТ, как в вертикальных, так и в горизонтальных скважинах, а также позволяет производить пропарку НКТ без последствий для покрытия. Однако, НКТ с данным видом покрытия не подтвердил свою эффективность на практике.

В 1998 – 99 годах на 4 скважинах были внедрены НКТ с полимерным покрытием DPS БМЗ. На одной скважине НКТ с данным типом спущены в комбинации со штангами наплавленными центраторами – депарафинизаторами. На двух скважинах проводятся разовые дистилятные промывки.

Применение стеклопластиковых штанг

С декабря 1995 года в НГДУ «ЛН» начали внедрять стеклопластиковые штанги. В течение 1995–1996 года они были внедрены на 14 скважинах, как девонских, так и сернистых скважинах с различной обводненности, добываемой продукции.

Опыт в эксплуатации стеклопластиковых штанг показал их хорошие прочностные и эксплуатационные характеристики, по сравнению со стальными штангами, нагрузка на головку балансира снизилась на 25%. Положительными факторами в работе стеклопластиковых штанг является то, что центраторы хорошо армируются на теле штанг, а так же не подвержены коррозии в скважинах с большим содержанием сероводорода и высокой обводненностью добываемой продукции.

Недостатками стеклопластиковых штанг является слабое соединение узла стеклопластика с металлической головкой, а так же они менее работоспособны в скважинах со значительным отложением парафина, так в скважинах 9288 А, 24356, 9232, 12446 стеклопластиковые штанги были извлечены из-за обрывов штанг по причине больших дополнительных нагрузок при запарафинивании колонны НКТ.

В качестве эксперимента НГДУ «ЛН» была закуплена партия стеклопластиковых штанг. СПНШ изготавливаются из сплетенных жгутов стеклонитей, пропитанных эпоксидной смолой.

Штанги состоят из двух головок и стеклопластикового стержня, которые крепятся между собой с помощью эпоксидной смолы.

Таблица. 6 Техническая характеристика СПНШ

3.2.3 Физические методы, применяемые в НГДУ «ЛН» для борьбы с отложениями АСПО

В НГДУ «ЛН» магнитные депарафинизаторы типа МОЖ-22Ш были внедрены на 17 скважинах (в 2000 году – на 7 скважинах, в 2002 году – на 10 скважинах) В качестве основного метода борьбы с АСПО магнитные депарафинизаторы были использованы на трех скважинах (№108, 6551А, 12518А), на 4 скважинах – в комбинации с остеклованными НКТ и на 10 скважинах – в комбинации со штангами центраторами – депарафинизаторами.

За период с октября 2000 года, когда началось внедрение магнитных депарафинизаторов, по октябрь 2002 года на данной категории скважин было проведено 16 подземных ремонтов по причине АСПО, причем на 3 скважинах (№108, 4030, 12946) по два ремонта. На скважинах, где магнитные депарафинизаторы были использованы в качестве основного метода борьбы с АСПО без применения других методов, межочистной период составил 50–110 суток и при подземных ремонтах по причине АСПО они были извлечены. На остальных скважинах межочистной период составил от 80 до 360 суток.

Анализ применения магнитных депарафинизаторов в качестве самостоятельного метода борьбы с АСПО и в комбинации с другими методами показал неэффективность данного метода и отказ от его применения в дальнейшем.

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

3.2.4.1 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 в комбинации с нефтью, МЛ-80Б).

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 2004 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 нефтедистиллятной обработки составляет в среднем 8 м3.

3.2.4.2 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

1. Расчет гидравлического сопротивления при движении дистиллята в кольцевом пространстве.

P1 = λ· (HHKT · ρД)/(Dэкс.к – dHKT) х (vн2/2), Πa (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, (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.)] (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 = 1,1·0,04·1450·707·0,4 2/[2·(0,062 – 0,022)] = 0,09·10 6 Па

на 2 скорости

Р3 = 1,1·0,04·1450·707·0,8 2/[2·(0,062 – 0,022)] = 0,361·10 6 Па

на скорости 3

Р3 = 1,1·0,04·1450·707·1,6 2/[2·(0,062 – 0,022)] = 1,443·10 6 Па

на скорости 4

Р3 = 1,1·0,04·1450·707·2,91 2/[2·(0,062 – 0,022)] = 4,775·10 6 Па

Гидравлические сопротивления на выходе агрегата ЦА-320 при обратной промывке ничтожно малы, при расчете их не используют.

5. Давление на выкиде насоса:

Рв = Р1+ Р2+ Р3; (4)

На 1 скорости:

Рв = 0,0071·10 6 + 1,607·10 6 + 0,09·10 6 = 1,704·10 6 Па;

На 2 скорости:

Рв = 0,0339·10 6 + 1,607·10 6 + 0,361·10 6 =2,002·10 6 Па;

На 3 скорости:

Рв = 0,0696·10 6 + 1,607·10 6 + 1,443·10 6 =3,120·10 6 Па;

На 4 скорости:

Рв = 0,263·10 6 + 1,607·10 6 + 4,775·10 6 =6,645·10 6 Па.

6. Рассчитываем мощность насоса:

N = Pв· Q/η, (5)

где η – К.П.Д насоса, η = 0,65;

на 1 скорости:

N =1,704·10 6 Па·1,4/0,65 = 3,67 кВт;

на 2 скорости:

N =1,704·10 6 Па·2,55/0,65 = 6,68 кВт;

на 3 скорости:

N =1,704·10 6 Па·4,8/0,65 = 12,58 кВт;

на 4 скорости:

N =1,704·10 6 Па·8,65/0,65 = 22,68 кВт.

7. Использование максимальной мощности:

К =  (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                 (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.

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.

Страницы: 1, 2, 3, 4