După cum arată practica, principalele obiecte pentru formarea depozitelor de parafine sunt pompele de scurgere, tubulatura, liniile de puțuri, rezervoarele de puncte de colectare. Cel mai intens AFS este depus pe suprafața interioară a tubului.
Studiile comerciale arată că natura distribuției depozitelor de parafină în țevi de diferite diametre este aproximativ aceeași. Grosimea a
tlozheny crește treptat de timp ihobrazovaniya pornire la adâncimea de 500-900 m, și atinge un maxim la o adâncime între 50 - 200 m de la gura sondei, și apoi redus la o grosime de 1-2 mm la gură.
Formarea AFS are un impact semnificativ:
· Scăderea presiunii la fundul puțului și perturbarea asociată a echilibrului hidrodinamic al cristalului lichid;
· Scăderea temperaturii în formare și în foraj;
· Schimbarea vitezei de deplasare a GLC și a componentelor sale individuale;
· Compoziția hidrocarburilor în fiecare fază a amestecului;
· Raportul dintre volumul fazelor;
Suprafața conductelor.
Intensitatea formării AFS depinde de prevalența unuia sau mai multor factori care pot varia în timp și adâncime, astfel încât cantitatea și natura depozitelor nu sunt constante.
Influența AFS asupra funcționării echipamentelor subterane
Sub compuși parafinici eliberați din sondele producătoare de petrol în cursul activității lor de a înțelege amestecul de hidrocarburi complex fizico-chimice, care a fost compus din diferite substanțe, cum ar fi parafine, rășini compuși asfaltic, uleiuri, de silicagel cu apă. Impurități mecanice.
Prezența parafinei, indiferent de cantitatea sa în ulei, prezintă multe probleme tehnologice și tehnice pentru lucrătorii producătoare, asociate cu eliminarea complicațiilor cauzate de depozitele de parafină.
În timpul exploatării puțului, apar anumite condiții, în care crește intensitatea depozitelor de parafină:
1. scăderea presiunii în zona inferioară și perturbarea asociată a echilibrului hidrodinamic al amestecului gaz-lichid (GLC);
2. evoluția intensivă a gazului;
3. scăderea temperaturii în formare și în foraj;
4. modificarea vitezei de deplasare a GL;
5. compoziția și raportul dintre hidrocarburi în fiecare fază a GLM.
În ceea ce privește procesul normal de problema producției de petrol nu este faptul pierderii de ulei de parafină, iar acumularea sa în echipamentul subteran și tubulatură, iar interesul este cauzată de condițiile de formare a parafinei în puț. Unele dintre aceste condiții sunt:
Procesele de adsorbție la interfața metal-parafină;
· Prezența pe suprafețele depozitelor de produse de rupere a formării, impurități mecanice, produse de coroziune ale metalelor etc .;
· Rugozitatea suprafeței echipamentelor subterane (în special tuburile);
Viteza de mișcare a GL;
· Structura fluxului de fluid.
Practica de producere a uleiului de parafină arată că principalele locuri de depozitare a parafinei sunt:
- liniile de ieșire din otkazhazhin;
- rezervoare de puncte de colectare a câmpului.
Grosimea depunerilor crește treptat de la punctul de origine al formării lor la o adâncime de 500-900 m și atinge o grosime maximă la o adâncime de 50-200 m de la gură, apoi scade până la 1-2 mm în zona gurii.
3.5 Tehnologia de aplicare a cablului de incalzire al ESP pentru lupta cu ASPO
Una dintre problemele care împiedică în mod serios exploatarea multor câmpuri petroliere în Siberia de Vest este formarea dopurilor de hidrat-parafină (GFP) în puțurile de exploatare. În ciuda măsurilor intensive preventive (skrebkovanie, spălare la cald, folosind inhibitori de parafină) elimina complet formarea GLP, nu este posibil, ceea ce duce la pierderi în ulei, care apar ca urmare a opririi sonde pentru remediere. Pentru reîntoarcerea puțurilor în stare de lucru, este necesar să se ia măsuri serioase pentru a elimina în mare măsură miezul de hidrat-parafină (50-300 m), care este cheltuit resurse și resurse considerabile. Pentru o soluție radicală a problemei necesită dezvoltarea unor astfel de tehnologii, în care toți ar fi condiții pentru formarea CPF în puț, este necesar să se creeze metode care nu au ca scop combaterea efectelor formării de hidrați, dopuri de parafină, și pentru a preveni condițiile lor de formare.
3.5.1 Tehnologia cablului de încălzire
Unul dintre principalii factori care contribuie la separarea parafinei de ulei și la formarea de hidrați este temperatura. O creștere a temperaturii amestecului de gaze și gaze în tubulatură permite evitarea formării dopurilor de hidrat-parafină. Principiul cablului de încălzire este acela de a încălzi spațiul interior al tubului cu un cablu de încălzire izolat special plasat în intervalul de depunere intensă de hidrat-parafină. Utilizarea unui cablu de încălzire este determinată de modul de extragere a uleiului. Pentru sonde echipate cu pompa prăjini (SRP), fluid wellbore poate fi încălzit printr-un cablu de încălzire prevăzută numai în afara CNT (figura 3.14, a), deoarece tija este în interiorul tubulaturii. Pentru sonde echipate cu o pompă electrică (ESP), precum și de căldură și de ridicare a gazelor care curge bine fluid, cu ajutorul unui cablu de încălzire coborâtă în tubulatură (figura 3.14, b) prin lubrificatorul.
Figura 2.15 - Localizarea cablurilor de încălzire în puț:
a) bine cu SHGN, b) fântânile cu ESP, fântână și gaz: 1 - tubulatură; 2 - tija pompei; 3 - cablu; 4 - șir de carcasă.
Folosind pachetul software ANSYS, un câmp de temperatură a fost simulat în secțiunea transversală a puțului, acesta a fost calculat din condiția ca rata de producție să fie zero (figura 3.15).
Figura arată că cablul de alimentare de 100 W / m de temperatura uleiului în tubulatura va fi de 47 ° C, în timp ce prin încălzirea unui cablu autoportant dispuse în tuburi de 43 ° C, la o putere de 24 W / m.
În consecință, încălzirea cu un cablu în interiorul tubului necesită de câteva ori mai puțină energie decât încălzirea cu un cablu situat în afara tubului. Printre metodele folosite pentru a controla prizele de hidrat-parafină folosite în întreprindere sunt: lansarea racletelor, tratarea la cald a puțurilor de petrol. Aceste metode necesită costuri materiale semnificative și contribuții la forța de muncă și, de asemenea, nu se dovedesc întotdeauna eficiente, ceea ce duce la perioade lungi de întrerupere a fântânilor.
În prezent, cablul de încălzire este echipat cu 7 godeuri, care sunt cele mai problematice în ceea ce privește formarea dopurilor de hidrat-parafină.
3.5.2 Echipamente și echipamente pentru încălzirea puțurilor cu un cablu de încălzire
Tehnologia este implementată cu ajutorul unei unități de încălzire (UPS). UPS-ul permite controlul automat al încălzirii și protecției elementului de încălzire.
Trimiteți-le prietenilor: