ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 16.03.2024
Просмотров: 41
Скачиваний: 0
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Нагреватель представляет собой змеевик высокого давления, состоящий из конвекционной и радиационный частей и заключенный в двухстенный кожух. В нижней части нагревателя выложена топка, в которую через специальный люк введена форсунка. Здесь же смонтировано запальное устройство и сделан ввод для подачи инертного газа.
Принцип работы агрегата заключается в следующем. Нефть из емкости всасывается насосом и прокачивается через змеевики нагревателя. При своем движении по змеевикам нефть нагревается до определенной температуры и далее через напорный трубопровод нагнетается в скважину.
Таблица 7 – Техническая характеристика АДПМ-12/150
| Показатели | Значения |
| Подача по нефти, м3/ч | 12 |
| Максимальная температура нагрева нефти, °С: - безводной - обводненной до 30% | 150 122 |
| Рабочее давление на выкиде агрегата, МПа | 13 |
Глубинный электронагреватель, при помощи которого нагревается жидкость в скважине, представляет собой электрическую печь сопротивления с трубчатым электронагревателем (ТЭН). Электронагреватель предназначен для работы в скважинах с диаметром эксплуатационных колонн 141 мм и более. Наружный диаметр электронагревателя составляет 112 мм, длина - 3700 мм, масса 60 кг (рисунок 5).
В головке электронагревателя размещено устройство для крепления брони кабеля - механическое соединение электронагревателя с кабель-тросом, которое осуществляется в заводских условиях или в мастерских НГДУ. Кабель КТГН-10 состоит из трех силовых и трех сигнальных медных жил, изолированных диэлектрической резиной толщиной 1,5 мм и нефтестойкой резиной толщиной 0,3 мм. Жилы скручены между собой, заключены в хлопчатобумажную оплетку, поверх которой наложена двухслойная броня из стальной оцинкованной проволоки. Для стационарной электротепловой обработки используется установка (рисунок 5), состоящая из поднасосного электронагревателя, кабеля и его крепления, станции управления и вспомогательного оборудования.
1 – крепление кабель-троса; 2 – проволочный бандаж; 3 – кабель-трос КТГН-10; 4 – головка электронагревателя; 5 – асбестовый шнур; 6 – свинцовая заливка; 7 – нажимная гайка; 8 – клеммная полость; 9 – нагревательный элемент
Рисунок 5 – Глубинный электронагреватель
Механические методы – борьба с парафином заключается в периодическом соскабливании его с поверхности труб. Для этой цели была создана целая гамма скребков различной конфигурации постоянного и переменного сечения, опускаемых в НКТ на проволоке специальной лебедкой. Созданы скребки, укрепляемые на штангах (пластинчатые скребки), скребки с изменяющимися сечением режущей части, опускаемые на проволоке, летающие скребки, скребки- центраторы.
Пластинчатый скребок – это металлическая пластина, изготавливаемая из стали толщиной 2 мм, длиной 100 мм и шириной 56 – 63 мм.
1 – штанга; 2 – пластина; 3 – хомут
Рисунок 6 – Пластинчатый скребок
Очистка НКТ от парафина происходит в процессе вращения колонны штанг со скребками. Для этой цели применяют штанговращатели, монтируемые на устье скважины и поворачивающие колонну при движении вниз.
При движении вниз каждый скребок образует на внутренней поверхности трубы винтообразную очищенную поверхность.
Существенным недостатком пластинчатых скребков является способ их крепления.
Дальнейшем развитием методов борьбы с парафином было применение летаюших скребков конструкции УфНИИ.
Принцип действия их состоял в том, что они оснащались ножами – крыльями, складывающимися при движении вниз и раскрывающимися при движении вверх.
Перед спуском летающего скребка в НКТ устанавливался нижний амортизатор сбрасываемого типа, состоящий из подпружиненного кольца и корпуса с плашками. Последние фиксируют корпус в стыке труб на необходимой глубине. Второй амортизатор – верхний, устанавливался на буферной задвижке фонтанной арматуры взамен лубрикатора.
Движение вниз осуществлялась под действием собственного веса, вверх струей движущейся жидкости. При этом раскрывшиеся ножи соскабливали парафин с НКТ. Переключение движения на ход вверх или вниз происходило при воздействии скребка на концевой нижний или верхний амортизатор.
Летающие скребки получили ограниченное применение из-за ряда осложнений. К ним относились постоянные остановки скребков из-за заклинивания в парафиновых отложениях, стыках труб или искривления колонны, избежать которых было практически невозможно.
В последние годы получили применение скребки из полиамидовой смолы, монтируемые методом прессования на штангах. Они снабжаются вертикальными или спиральными канавками, по которым движется добываемая жидкость. Скребки одновременно выполняют роль центраторов.
2.2 Расчет оборудования
2.2.1 Расчет НКТ с защитными покрытиями
Исходные данные:
D = 60 мм – диаметр НКТ;
b = 5 мм – толщина стенки НКТ;
- предел прочности стекла.Решение:
Допустимую нагрузку на остеклованные трубы определим по формуле (1), полагая, что по технологии изготовления средняя толщина слоя стекла составляет 1 мм.
[7, стр.25] (1)Тогда:
Допустимая нагрузка:
Допустимая глубина спуска без учета облегчения в жидкости составит (формула 2):
[7, стр.25] (2) 
где
Для сравнения страгивающая нагрузка для НКТ составит:
[7, стр.25] (3)
где b = 5-1,41 = 3,59 мм; d = 50 мм; ctg (α+φ) = 0,384; Dcp = 50 + 3,59 = 53,59 мм;
L = 29,3 мм;
Допустимая глубина спуска по страгивающей нагрузке:
[7, стр.25] (4)
Таким образом, покрытие из стекла уменьшает допустимую глубину спуска НКТ 60 мм на 125 м или приблизительно на 5,5 %.
3 Раздел технологических процессов эксплуатации нефтяных и газовых месторождений
3.1 Технология проведения работ
3.1.1 Фонд скважин, осложненных АСПО
Фонд скважин, осложненных парафиноотложениями
Таблица 8 - Осложненный фонд скважин АЦДНГ-1 НГДУ «Арланнефть»
| № скв. | Способ эксплуатации | Вид осложнения |
| 254 | УШГН | Отложение АСПО |
| 3305 | УШГН | Отложение АСПО |
| 3554 | УШГН | Отложение неорганических АСПО |
| 3563 | УЭЦН | Отложение АСПО Мех. Примесь |
| 3733 | УЭЦН | Отложение АСПО |
| 3765 | УЭЦН | Отложение АСПО |
| 4572 | УШГН | Отложение АСПО |
| 4587 | УШГН | Отложение АСПО |
| 4739 | УШГН | Отложение неорганических АСПО |
| 4953 | УШГН | Отложение АСПО |
| 5НХЗ | УШГН | Отложение АСПО |
| 5025 | УШГН | Отложение АСПО |
В этих условиях межремонтный период работы механизированного фонда скважин существенно уменьшается. Парафиноотложения также присутствуют в групповых замерных установках, нефте - и газосборных коллекторах, системах подготовки нефти и т. п.
3.1.2 Основные причины парафиноотложений в скважинах
Выделяют две стадии образования и роста АСПО. Первой стадией является зарождение центров кристаллизации и рост кристаллов парафина. На второй стадии происходит осаждение на покрытую парафином поверхность более крупных кристаллов.
На образование АСПО оказывают существенное влияние:
- снижение давления на забое скважины
- интенсивное газовыделение
- уменьшение температуры в пласте и стволе скважины
- изменение скорости движения газожидкостной смеси
- состав углеводородов
- соотношение объема фаз
- состояние поверхности труб
Влияние давления на забое и стволе скважины.
При насосном способе эксплуатации давление на приеме насоса может быть меньше, чем давление насыщения нефти газом. Это может привести к выпадению парафина.
На основе анализа и статической обработки промыслового материала установлено, что чем больше обводненность, тем больше содержание смолистых и асфальтеновых компонентов.
Влияние температуры в пласте и стволе скважины.
Снижение температуры вызывает изменение агрегатного состояния компонентов, приводящие к образованию центров кристаллизации и росту кристаллов парафина.
Влияние газовыделения.
Газовые пузырьки обладают способностью флотировать взвешенные частицы парафина.
Влияние скорости движения газожидкостной смеси.
При ламинарном течении формирование АСПО происходит достаточно медленно. С ростом скорости интенсивность отложений вначале возрастает.
Влияние шероховатости стенок труб.
Микронеровности являются очагами вихреобразования, разрыва слоя, замедлителями скорости движения жидкости у стенки трубы. Это служит причиной образования центров кристаллизации отложений.
3.1.3 Химические реагенты, используемые для борьбы с АСПО
Ингибитор АСПО — химический реагент, предотвращающий образование и отложение твердых компонентов нефти (
АСПО) на поверхностях технологического оборудования.
Растворитель АСПО – это реагент, используемый для разрушения, растворения и диспергирования отложений органической природы в призабойной зоне, оборудовании добывающих скважин, трубопроводов, емкостей (резервуаров) и другого оборудования (стального, металлопластового и пр.), применяемого при добыче и подготовке нефти.
Классификация химических реагентов-ингибиторов:
- смачивающие - образуют на поверхности металла гидрофильную пленку, препятствующую адгезии кристаллов парафина к трубам, что создает условия для выноса их потоком жидкости. К ним относятся полиакриламид (ПАА), кислые органические фосфаты, силикаты щелочных металлов, водные растворы синтетических полимерных поверхностно-активных веществ (ПАВ)
- модификаторы - взаимодействуют с молекулами парафина, препятствуя процессу укрупнения кристаллов. Это способствует поддержанию кристаллов во взвешенном состоянии в процессе движения. Кристаллы парафина после ввода модификатора не образуют скоплений, за счет чего уменьшается вязкость нефти.
- депрессанты - подавляют или затормаживают образование центров кристаллизации парафинов, замедляют рост кристаллов и понижают температуру застывания нефти. Механизм действия депрессантов заключается в адсорбции их молекул на молекулах парафина, что затрудняет их способность к агрегации и накоплению.
- диспергаторы - проникают в структуру парафина и образуют вокруг мелкодисперсных частиц парафина химические оболочки, снижающие способность частичек парафина коагулировать и прилипать к поверхности труб.
- реагенты комплексного действия - хорошо зарекомендовали себя в следующих ингибиторах: МЛ-72, и МЛ-80, которые применяются для одновременного ингибирования и удаления АСПО и деэмульгирования стойких эмульсий. Такие вещества растворимы в пресной воде, но к их недостаткам можно отнести высокую температуру застывания, вследствие этого их применение затруднительно в зимнее время.
В качестве ингибиторов АСПО в АЦДНГ-1 рекомендуются ПАП-27а и СОНПАР-5403, рекомендуемые дозировки приведены в таблице 7.
Таблица 9 – Ингибиторы АСПО, рекомендуемые для месторождений Арланского УДНГ
| Месторождение | Марка ингибитора | Рекомендуемая дозировка, г/г |
| Арланское | ПАП-27а | 180-230 |
| СОНПАР-5403 | 200 |
