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 ? = 1,02 кДж/мКч; время прогрева t = 3 час.; потеря теплоты в породе в функции времени за время прогрева f(?) = 3,78; температура рабочего агента (пара) на устье скважины То = 468 К; среднегодовая температура воздуха 0 = 275 К; глубина интервала закачки рабочего агента Н = 1300 м; геотермический градиент = 0,0154 К/м;
1. Определим потери теплоты по стволу скважины
Q = 2?rK?/[?+rKf(?)]·[(To-0) H - ?H 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:
? = Qc·100%/Q' (13)
? = 1,2·100%/11,844 = 10,13%.
3.3 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 метод промывки. При промывке микробиологическим раствором, нефтедистиллятной смесью, дистиллятом используются автоцистерны и промывочные агрегаты.
Доставка промывочного раствора на скважину осуществляется в автоцистернах ЦР-7АП, АЦН - 7,5-5334, АЦН-11-257, АЦ-15-5320/8350, АЦ-16П.
Таблица 9 Техническая характеристика автоцистерн
Автоцистерна
Транспортная база
Грузоподъемность, т
Наибольшая скорость передвижения с полной нагрузкой, км/ч
Тяговый двигатель-четырёхконтактовый дизель
Номинальная мощность
(при п=2100 мин-1), кВт
Вместительность цистерны
Центробежный насос
Подача (дм3/с) при напоре, м 70
48
Время заполнения жидкостью, мин
Наиб. мощн, потреб. насосом, кВт
Условн. диам. линии, мм
всасывающей
напорной
Всасывающее устройство
Высота всасывания, м
Рабочий агент
Размеры, мм
длина
ширина
высота
Масса, кг
полная
комплекта
АЦН-11-257
КрАЗ-257Б1А
12
68
ЯМЗ-238
176,5
11
9
9600
2500
2860
22600
11040
АЦН - 7,5-5334
МАЗ-5334
7,2
85
ЯМЗ-236
132
7,5
12,5
21
6
15
100
50
Эжектор
5
6950
2870
15325
7450
ЦР-7АП
КрАЗ-255
71
8590
3070
19035
10980
Для промывки скважин применяются самоходные насосные агрегаты: цементировочный агрегат ЦА-320М, насосные установки УН1-100х200,
УН1Т-100х200. Все агрегаты имеют трубки высокого давления с цилиндрической резьбой для быстрой сборки и разборки нагнетательной линии.
Таблица 10 Техническая характеристика ЦА-320 М
Монтажная база
Силовая установка:
марка
тип двигателя
Наиб.мощн. при частоте вращ. вала дв-ля 2800 мин-1, л.с.
Насос марки
Наибольшая подача насоса, л/с.
Наибольшее давление, МПа
Водопадающий насос
Наибольшая подача, л/с.
Объём мерной ёмкости, м3
Диам.проходн. сечения коллектора, мм
приёмного
нагнетательного
Вспомогательный трубопровод
число труб
общая длина, м
Масса агрегата, кг
без заправки
заправленного
Габаритные размеры, мм
КрАЗ-257
5УС-70
ГАЗ-51
70
9Т
23
32
1В
13
1,5
6,4
22
16970
17500
10425х2650х3225
3.4 Техника и оборудование при паротепловой обработке
При паротепловой обработке используются специальная техника и оборудование, парогенераторные установки: отечественная ППГУ-4/120М с максимальной производительностью пара 4 т/ч и рабочим давлением 12 МПа, заграничные «Такума» и КК.
Парогенераторная установка предназначена для выработки пара. Котлоагрегаты установок могут работать на природном газе или жидком топливе. Для предупреждения образования накипи на поверхности нагрева сырую воду перед подачей в котел осветляют и обессоливают в специальных фильтрах.
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8