24867 (586517), страница 5
Текст из файла (страница 5)
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.
Спуск штангового насоса с дозатором в скважину производится в обычном порядке на необходимую глубину.
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.
2.3.5 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.
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 λ = 1,02 кДж/мКч; время прогрева t = 3 час.; потеря теплоты в породе в функции времени за время прогрева f(τ) = 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;
Определим потери теплоты по стволу скважины
Q = 2πrKλ/[λ+rKf(τ)]·[(To-0)H - σH2/2] (13, стр.189) ( 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;
Суммарные потери теплоты за время прогрева:
Qc = Q·t; (13, стр.190) (2.10)
Qc = 400·3 = 1200 МДж = 1,2 ГДж;
Общее количество теплоты подведенное к скважине:
Q' = i·G (13, стр.190) (2.11)
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;
Определяем количество теплоты дошедшей до забоя;
Q'' = Q' – Qc; (13 стр. 190) (2.12)
Q'' = 11,844 – 1,2 =10,644 ГДж;
Потери теплоты составляют:
η = Qc·100%/Q' (13 стр. 190) (2.13)
η = 1,2·100%/11,844 = 10,13 %.
В настоящее время в НГДУ “ЛН” стремятся отказаться от тепловых методов борьбы с АСПО из-за высокой энергоемкости.
3. МЕХАНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
3.1 Глубиннонасосное оборудование
Рассмотрим основные виды используемого оборудования в ЦДН и Г № 1 НГДУ «ЛН” по механизированному фонду скважин.
Штанговые насосы
Таблица 8
Скважинные насосы, применяемые в ЦДН иГ № 1 НГДУ «ЛН”
| Невставные НСН2-28 НСН2-32 НСН2-44 НСН2-57 НСН2-70 20-125-ТМ-11-4 20-175-ТМ-11-4 20-225-ТМ-11-4 20-275-ТМ-11-4 | в % к фонду 0,26 6,7 60,6 9,3 1,3 3,1 13,3 4,5 0,94 | Вставные НСВ2-29 НСВ2-32 НСВ2-38 НСВ2-44 НСВ2-56 20-125 -12 20-175 -12 20-175б -12 | в % к фонду 1,7 54,6 0,18 5,09 0,18 5,09 0,18 34,2 |
Скважинные штанговые насосы (СШН) представляют собой вертикальную конструкцию одинарного действия с шариковыми клапанами, неподвижным цилиндром и металлическим плунжером. Предназначены для откачки жидкости из нефтяных скважин, имеющих следующие показатели: температуру не более 403 К (103 0С), обводненность не более 99 % по объёму, вязкость не более 0,3 Па·с, минерализацию воды до 10 г/л, объёмное содержание свободного газа при приеме насоса не более 25 %, сероводорода не более 50 мг/л.
По способу крепления к колонне НКТ различают вставные (НСВ) и невставные (НСН) скважинные насосы.
Вставной насос в обратном виде спускается внутрь НКТ на штангах. Крепление (посадка и уплотнение) НСВ происходит на замковой опоре, которая предварительно спускается на НКТ. Насос извлекается из скважины при подъёме только колонны штанг. Поэтому НСВ целесообразно применять при больших глубинах спуска.
Большое распространение в эксплуатационном фонде получили насосы НСВ2 с различными значениями дебита добываемой продукции 29, 32, 38, 44, 56 м3/сут. Насос НСВ1 включает в себя цилиндр, плунжер, замок, нагнетательный, всасывающий и противопесочный клапан. В отличие от НСВ1 насос НСВ2 имеет замок в нижней части цилиндра. Насос сажается на замковую опору нижним концом. Максимальная глубина спуска насосов НСВ2 составляет 2500-3000 метров. В насосе НСН2 в отличие от НСН1 нагнетательный клапан установлен на нижнем конце плунжера. Для извлечения всасывающего клапана без подъёма НКТ используется ловитель (байнетный замок), который крепится к седлу нагнетательного клапана.
Штанги
Штанги предназначены для передачи возвратно- поступательных движений плунжеру насоса. Штанга представляет собой стержень круглого сечения с утолщенными головками на концах. Выпускаются штанги из легированной стали диаметром (по телу) 19,22,25 мм и длинной 8 метров. В ЦДН и Г №1 большое распространение получили штанги диаметром 19 и 22 мм (61 %), а также их комбинирование в двухступенчатые композиции.
Насосно-компрессорные трубы
Насосно-компрессорные трубы, применяемые для эксплуатации штанговыми насосами, изготавливаются в соответствии с ГОСТ 633-80. Они подразделяются на следующие виды:
- трубы гладкие
- остеклованные трубы
- трубы с оцинкованным покрытием
- трубы с полимерным покрытием
Для эксплуатации скважин штанговыми насосами применяются следующие виды труб: из них 211 - 4 %; остеклованные - 2,511 - 96 %; 2,511 - 78 %
Трубы всех типов исполнения, имеют длины:
1 группа - от 5,5 до 8,5 м
2 группа - свыше 8,5 до 10 м.
3.2 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 2500 2870 15325 7450 | ЦР-7АП КрАЗ-255 7,5 71 ЯМЗ-238 176,5 7,5 8590 2500 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 2800мин-1, л.с. Насос марки Наибольшая подача насоса, л/с. Наибольшее давление, МПа Водопадающий насос Наибольшая подача, л/с. Наибольшее давление, МПа 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 6,4 100 50 6 22 16970 17500 10425х2650х3225 |
3.3 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.
Таблица 11
Техническая характеристика парогенераторной установки ППГУ- 4/120М
| Теплопроизводительность по отпускаемому пару, кВт/ч Давление на выходе из парогенератора, мПа максимальное рабочее Давление пара на выходе из установки. МПа Степень сухости пара, % Расход пара на скважину, кг/с Установленная электрическая мощность, кВт Вместимость осн. топливного бака, л Вместимость бака воды. л Метод деаэрации Масса установки, кг Масса блока парогенератора, кг Габариты, мм парогенератора водоподготовки | 2,32 13,2 6-12 0-12 80 0,55-1,11 75 1000 5000 термический 39700 29500 12080х3850х3200 6250х3850х3200 |
Установка ППУА-1200/100
Предназначена для депарафинизации скважин, промысловых и магистральных нефтепроводов, замороженных участков наземных коммуникаций в условиях умеренного климата. Можно использовать так же при монтаже и демонтаже буровых установок и при прочих работах для отогрева оборудования.
Включает в себя парогенератор, водяную, топливную и воздушную системы, привод с трансмиссией, кузов, электрооборудование и вспомогательные узлы. Оборудование установки смонтировано на раме, закрепленной на шасси автомобиля высокой проходимости КрАЗ-255Б или КрАЗ-257, и накрыто металлической кабиной для предохранения от атмосферных осадков и пыли.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
