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;
N =1,704·10 6 Па?1,4/0,65 = 3,67 кВт;
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;
К = 3,67·100/130 = 2,82%;
К = 6,68·100/130 = 5,14%;
К = 12,58·100/130 = 9,68%;
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),
t =1450/0,4 = 3625 сек. = 60,42 мин.;
t =1450/0,8 = 1812,5 сек. = 30,21 мин.;
t =1450/1,6 = 902,25 сек. = 15,10 мин.;
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.
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8
