В 1998 - 99 годах на 4 скважинах были внедрены НКТ с полимерным покрытием 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
Номинальный диаметр по телу Длина Плотность Разрушающее напряжение при растяжении Усталостная прочность (количество циклов до разрушения) Эксплуатация и хранение при Т | 19 мм 8000-8500 м 2,00г/см3 760 Мпа 1,2·1012(у стальных) 1,05·108 от -50° до +90 °C |
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
Виды промывок | Годы | |||||
1997 | 1998 | 1999 | 10 месяцев | |||
2000 | 2001 | |||||
Всего промывок, - дистиллят + нефть | 1516 745 | 1684 1174 | 1289 625 | 1128 546 | 938 551 |
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 ШТ. = 22 мм,
НН2Б - 44,
Плотность дистиллята ?Д = 707 кг/м3,
Q = 8 м3, В=0%.
Техника для промывки:
ЦА - 320; поршня = 100 мм; = 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 = ?? (HHKT ? ?Д)/(Dэкс.к - dHKT) х (vн2/2), ?a (1)
где: - коэффициент трения, = 0,035;
ННКТ - длина колонны НКТ, м;
v н - скорость нисходящего потока жидкости, м/с;
?Д - 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 = (?н - ?Д)?g ?ННКТ, (2)
где: ?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 = ?НКТ? ННКТ??Д ? v 2в/[2 (ВН - ШТ.)] (3)
где: - коэффициент, учитывающий потери на местных сопротивлениях при движении дистиллята в НКТ,
=1,1;
НКТ - коэффициент трения в НКТ, НКТ = 0,04;
ВН - внутренний диаметр НКТ, м;
ШТ. - 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/?, (5)
где ? - К.П.Д насоса, ? = 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 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%.
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.
