ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 30.10.2023
Просмотров: 469
Скачиваний: 12
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
лебедочным оборудованием, имеющим гидравлический привод, смонтированным в кузове агрегата.
Удаление АСПО химическим методом подразумевает использование различных растворителей.
Одним из наиболее эффективных растворителей является бентол. Это смесь бензола и толуола в разных концентрациях. Его получают в качестве побочного продукта при создании этилбензола.
В таблице 2.4 приведены основные растворители АСПО. Все они являются продуктами нефтегазопереработки и нефтехимии.
Таблица 2.4 – Перечень растворителей АСПО
Для того, чтобы повысить растворяющую способность реагентов, в них добавляют поверхностно-активные вещества. Они проникают в микротрещины и концентрируясь на границе раздела фаз и измельчают асфальтосмолопарафиновые вещества, ускоряя их растворение и вынос.
Как и остальные методы, химический метод имеет ряд достоинств и недостатков.
Плюсы применения:
В последнее время широкое применение получает капиллярная система подачи
реагентов в скважину с помощью устьевого блока подачи.
Рисунок 2.14 – Капиллярная система подачи реагентов
По скважинному капиллярному трубопроводу, который закреплён на внешней поверхности НКТ, химический реагент поступает в вводную муфту 6. Перед муфтой устанавливается центратор 5, который защищает концевую заделку и обратный клапан. С помощью устьевого блока подачи реагента 1 осуществляется регулирование подачи. Устройство ввода 3 обеспечивает герметичность прохождение капиллярного трубопровода через устьевую арматуру.
Таблица 3.1 – Исходные данные для расчета
Таблица 3.2 – Распределение давления по стволу скважины
????пл = ????
+ Г ∙ ????
, (3.1)
о.с.
нс Т
скв
о.с.
где ????пл – температура окружающей среды на забое скважины, °С;
????нс – температура нейтрального слоя, °С;
ГТ – геотермический градиент, °С;
????скв – глубина скважины, м.
о.с.
????пл = 4 + 0,02 ∙ 1400 = 32 °С
???? = ????пл − Г
− ????) + Гт∙????∙???? + (????
− ????пл − Гт∙????∙????) ∙ exp(− ????∙????∙???? ∙
о.с.
т скв
????∙????∙????
нач
о.с.
????∙????∙????
????∙????
(????скв − ????)), (3.2)
о.с.
где ????пл – температура окружающей среды на забое скважины, °С;
????нс – температура нейтрального слоя, °С;
ГТ – геотермический градиент, °С;
????скв – глубина скважины, м;
C– коэффициент теплоемкости продукции скважины, Дж/(кг/°С);
М– массовый дебит скважины, кг/с;
D– условный диаметр НКТ, м;
К– коэффициент теплопередачи, Вт/(м2∙°С).
????нач = ????пл = 12 °С;
1-ая точка L=Lскв=1400 м.
) ∙
???? = 32 − 0,02 ∙ (1400 − 1400) + 0,02∙1700∙0,85 + (12 − 32 − 0,02∙1700∙0,85
- 1 ... 6 7 8 9 10 11 12 13 ... 30
Химические методы
Удаление АСПО химическим методом подразумевает использование различных растворителей.
Одним из наиболее эффективных растворителей является бентол. Это смесь бензола и толуола в разных концентрациях. Его получают в качестве побочного продукта при создании этилбензола.
В таблице 2.4 приведены основные растворители АСПО. Все они являются продуктами нефтегазопереработки и нефтехимии.
Таблица 2.4 – Перечень растворителей АСПО
-
Реагент
Техническое условие, ГОСТ
Бентол Толуол
Толуольная фракция Гексановая фракция Газовый бензин Газоконденсат Керосиновая фракция
Легкая пиролизная смола
ТУ 38-103-305-80
ГОСТ 5789-78
ТУ 38-30312-81
ТУ 38-10381-77
ТУ 51-710-78
ТУ 38-01-12-428-79
ТУ 6-01-18-37-78
Для того, чтобы повысить растворяющую способность реагентов, в них добавляют поверхностно-активные вещества. Они проникают в микротрещины и концентрируясь на границе раздела фаз и измельчают асфальтосмолопарафиновые вещества, ускоряя их растворение и вынос.
Как и остальные методы, химический метод имеет ряд достоинств и недостатков.
Плюсы применения:
-
при удачном подборе растворителя отмечается высокая эффективность; -
универсальность; -
минимальное время на обработку. К минусам относим:-
высокая стоимость; -
особые условия транспортировки и хранения; -
сложность подбора растворителя; -
высокая опасность.
-
В последнее время широкое применение получает капиллярная система подачи
реагентов в скважину с помощью устьевого блока подачи.
Рисунок 2.14 – Капиллярная система подачи реагентов
По скважинному капиллярному трубопроводу, который закреплён на внешней поверхности НКТ, химический реагент поступает в вводную муфту 6. Перед муфтой устанавливается центратор 5, который защищает концевую заделку и обратный клапан. С помощью устьевого блока подачи реагента 1 осуществляется регулирование подачи. Устройство ввода 3 обеспечивает герметичность прохождение капиллярного трубопровода через устьевую арматуру.
-
БОРЬБА С АСФАЛЬТОСМОЛОПАРАФИНОВЫМИ ОТЛОЖЕНИЯМИ НА ПРИМЕРЕ ТАЛАКАНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
- 1 ... 7 8 9 10 11 12 13 14 ... 30
-
Расчет места отложения парафинов в скважине
Таблица 3.1 – Исходные данные для расчета
-
Параметры
Обозначение
Значение
Пластовая температура, ˚С
Тпл
12
Температура нейтрального слоя, ˚С
Тн.с
4
Глубина нейтрального слоя, м
Lн.с
15
Геотермический градиент, ˚С/м
Гт
0,02
Глубина скважины, м
Lск
1400
Условный диаметр НКТ, м
D
0,073
Коэффициент теплоемкости
продукции скважины, Дж/(кг/˚С)
C
1700
Коэффициент теплопередачи, Вт/(м2∙°С)
Ks
3,5
Дебит скважины массовый, кг/с
M
0,85
Температура кристаллизации
сепарированной нефти, ˚С
Т сеп кр
12
Давление в скважине, МПа
Р
см. табл. 3.2
Содержание растворенного газа, м3/т
Гф
-
Давление насыщения, Мпа
Рнас
8,3
Газонасыщенность нефти, м3/т
Гом
84
Плотность дегазированной нефти, кг/м3
ÍÄ
846
Плотность газа, кг/м3
ρг
1,129
Содержание в газе азота, %
Уа
5,34
Содержание метана в газе
Ум
85,92
Таблица 3.2 – Распределение давления по стволу скважины
-
Параметры
Глубина Lскв, м
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
Давление Р, МПа
1,125
2,25
3,375
4,5
5,625
6,75
7,875
9
-
Температура окружающей среды на забое скважины:
????пл = ????
+ Г ∙ ????
, (3.1)
о.с.
нс Т
скв
о.с.
где ????пл – температура окружающей среды на забое скважины, °С;
????нс – температура нейтрального слоя, °С;
ГТ – геотермический градиент, °С;
????скв – глубина скважины, м.
о.с.
????пл = 4 + 0,02 ∙ 1400 = 32 °С
-
Рассчитываем температуру потока в скважине:
???? = ????пл − Г
-
(
− ????) + Гт∙????∙???? + (????
− ????пл − Гт∙????∙????) ∙ exp(− ????∙????∙???? ∙
о.с.
т скв
????∙????∙????
нач
о.с.
????∙????∙????
????∙????
(????скв − ????)), (3.2)
о.с.
где ????пл – температура окружающей среды на забое скважины, °С;
????нс – температура нейтрального слоя, °С;
ГТ – геотермический градиент, °С;
????скв – глубина скважины, м;
C– коэффициент теплоемкости продукции скважины, Дж/(кг/°С);
М– массовый дебит скважины, кг/с;
D– условный диаметр НКТ, м;
К– коэффициент теплопередачи, Вт/(м2∙°С).
????нач = ????пл = 12 °С;
1-ая точка L=Lскв=1400 м.
) ∙
???? = 32 − 0,02 ∙ (1400 − 1400) + 0,02∙1700∙0,85 + (12 − 32 − 0,02∙1700∙0,85