9947-1 (651990), страница 3
Текст из файла (страница 3)
· острого пара;
· электропечей наземного и скважинного исполнения;
· электродепарафинизаторов (индукционных подогревателей), осуществляющих подогрев нефти в скважине;
· реагентов, при взаимодействии которых протекают экзотермические реакции.
Технология применения теплоносителя предусматривает нагрев жидкости в специальных нагревателях (котельных установках передвижного типа) и подачу ее в скважину способом прямой или обратной промывки. Обратная промывка более предпочтительна, так как при этом исключено образование парафиновых пробок, часто возникающих при прямой промывке [1].
Недостатками данных методов являются их высокая энергоемкость, электро- и пожароопасность, ненадежность и низкая эффективность применяемых технологий.
Применение растворителей для удаления уже образовавшихся отложений является одним из наиболее известных и распространенных интенсифицирующих методов в технологических процессах добычи, транспорта, хранения и переработки нефти. Однако и здесь проблема подбора растворителя в конкретных условиях весьма далека от своего разрешения. Как правило, подбор растворителей АСПО осуществляется эмпирически. Это связано с недостатком информации об их структуре и свойствах и малой изученностью механизма взаимодействия нефтяных дисперсных систем с растворителями.
Механические методы предполагают удаление уже образовавшихся отложений АСПО на НКТ. Для этой цели разработана целая гамма скребков различной конструкции.
По конструкции и принципу действия скребки подразделяют на:
· пластинчатые со штанговращателем, имеющие две режущие пластины, способные очищать АСПО только при вращении. Для этого используют штанговращатели, подвешенные к головке балансира станка-качалки. Вращение колонны штанг и, следовательно, скребков происходит только при движении вниз. Таким путем скребок срезает АСПО с поверхности НКТ;
· спиральные, возвратно-поступательного действия;
· "летающие", оснащенные ножами-крыльями, которые раскрываются при движении вверх, что обеспечивает им подъемную силу. Применяют, как правило, в искривленных скважинах.
Использование такого метода борьбы с АСПО значительно осложняется тем, что для его применения часто необходима остановка работы скважины и предварительная подготовка поверхности труб (для некоторых видов скребков). Кроме того, возможно застревание скребков, обрыв их крепления и некоторые другие осложнения.
В последние годы вместо металлических пластинчатых скребков на штангах укрепляют пластиковые скребки (рис. 5). Они одновременно играют роль центраторов. Есть информация, что при использовании скребков-центраторов протирается НКТ.
| | |
| а) неподвижные скребки "Канаросс" | б) скребки-центраторы Альметьевского завода "Радиоприбор" |
Рис. 5 - Скребки- центраторы
Как метод предотвращения АСПО следует отдельно выделить применение гладких защитных покрытий из лаков, стекла и эмали. При перевозках, спускоподъемных операциях и в скважинах НКТ подвергаются значительным ударным, растягивающим, сжимающим, изгибающим и другим нагрузкам. Стеклянное покрытие ввиду его хрупкости, значительной толщины и отсутствия сцепления с металлом трубы не надежно и разрушается в процессе спускоподъемных операций. Последнее приводит к образованию стеклянных пробок в колонне НКТ и заклиниванию насосов. Кроме того, технология нанесения стеклянных и эмалевых покрытий предполагает нагрев труб до 700-800 0С, что вызывает необратимые процессы в структуре металла и расплавление вершин резьб.
На промыслах ОАО "Оренбургнефть" были опробованы НКТ с покрытиями из бакелитового лака, бакелито-эпоксидной композиции, эпоксидного лака и стеклоэмали [1]. Недостаточные термо- и морозостойкость эпоксидных смол являются сдерживающим фактором их широкого применения. С этих позиций лучшими могут считаться НКТ, футерованные стеклоэмалью. Прочность и адгезия эмали высоки. Сколы в процессе спускоподъемных операций и транспортировки не наблюдаются.
Большое сопротивление истиранию, низкие тепло- и электропроводность открывают большие перспективы внедрения труб со стеклоэмалевым покрытием в нефтедобывающей промышленности.
3. Скважинные аппараты магнитной обработки жидкости
Инжиниринговой компанией "Инкомп-нефть" освоено производство глубинных скважинных установок магнитной обработки жидкости типа УМЖ. Установка УМЖ-73-005 представляет собой корпус 1 (рис. 6) из ферромагнитной трубы с присоединительными резьбами 2. На одном конце трубы закреплена муфта 3 с присоединительной резьбой 4. На внутренней поверхности корпуса закреплены точечные постоянные магниты 5, залитые полимерной композицией 6. Использованы магниты в виде цилиндров диаметром 5-8 мм и высотой 3-4 мм.
| а) | б) |
Рис. 6 - Общий вид установок магнитной обработки жидкости УМЖ-122 (а) и УМЖ-73 (б)
Были проанализированы различные схемы размещения постоянных магнитов (рис. 7-9) .
На основании промысловых испытаний в НГДУ "Арланнефть" установок УМЖ изготовленных по различным схемам лучший результат достигнут по схеме рис. 8.
Точечные постоянные магниты выступают над внутренней поверхностью корпуса с разной высотой, что способствует дополнительной турбулизации перекачиваемой жидкости, повышающей эффективность магнитной обработки.
Для точного и надежного размещения магнитов в корпусе была разработана новая технология их изготовления. Технология предусматривает:
Подготовку внутренней поверхности корпуса (пескоструйная обработка и обезжиривание);
Нанесение первого слоя антикоррозионной композиции;
Ориентационное нанесение магнитов на не застывшую поверхность;
Нанесение после просушки последовательно еще двух слоев антикоррозионной композиции на внутреннюю поверхность с магнитами.
Рис. 7 - Схема расположения магнитов в установке УМЖ-73
Рис 8 - Схема расположения магнитов в установке УМЖ-73
Рис. 9 - Схема расположения магнитов в установке УМЖ-73
Магниты перед их установкой в корпус обезжириваются, и на них наносится слой антикоррозионной композиции. Ориентационное нанесение магнитов предусматривает точное их размещение в заданное расчетное место на поверхности корпуса. Для этого корпус закрепляют в шпиндель токарного станка оснащенного делительной головкой. На специальную державку наносят постоянные магниты, которые необходимо расположить на одной образующей внутренней цилиндрической поверхности корпуса. После нанесения антикоррозионной композиции на поверхность корпуса, державку вводят во внутреннюю полость корпуса. Перемещая державку параллельно оси корпуса, подводят ее к требуемому участку, и магниты располагаются на поверхности корпуса. Далее отводят державку от поверхности и выводят ее из полости корпуса. Корпус поворачивают посредством делительной головки на требуемый угол, и вновь на данной образующей устанавливают магниты. И так до полной установки магнитов. После установки магнитов, наносится еще два слоя антикоррозионной композиции.
Установка с помощью резьб монтируется в колонну НКТ на прием насоса ШГНУ или в требуемый участок колонны НКТ. При прохождении добываемой жидкости по корпусу она обрабатывается магнитным полем.
Была также спроектирована и изготовлена установка магнитной обработки жидкости УМЖ-122 (рис. 6-а), предназначенная для работы в скважинах оснащенных ЭЦН с внутренним диаметром эксплуатационной колонны от 125 до 140 мм. Установка монтируется на штатное место противополетного якоря (данное устройство зачастую не используется) и крепится к компенсатору ГД-51 посредством резьбы.
В отличие от большинства существующих, данная установка не имеет внешнего защитного корпуса, а магнитное поле создают 312 точечных постоянных магнитов, закрепленных на шести радиальных ребрах. Благодаря этому, установка не создает значительных гидравлических сопротивлений (они много меньше создаваемых компенсатором ГД-51), при этом напряженность создаваемого магнитного поля 25-30 кА/м.
Основные результаты использования УМЖ. Инжиниринговая компания "Инкомп-нефть" изготовила более 250 скважинных установок УМЖ, которые внедрены в АНК "Башнефть", ОАО "Белкамнефть", НК "Лукойл", НК "ЮКОС", ОАО "Газпром" и ряде других организаций.
Применение установок УМЖ-73 позволило увеличить средний межремонтный период скважин НГДУ "Арланнефть" осложненных эмульсией и АСПО в среднем в 1,8 раза. Химическая обработка скважин была прекращена.
На Сергеевском месторождении НГДУ "Уфанефть" использование установок УМЖ-73-005 дало возможность увеличить межочистной период скважин в 2,7 раза, а количество термических и химических обработок уменьшить в 2 и 5 раз соответственно.
Внедрение установок УМЖ-73 в скважинах Мортымья-Тетеревского и Толумского месторождения ТПП "Урайнефтегаз", осложненных АСПО, позволило увеличить их средний межремонтный период в 2 раза при прекращении химических обработок скважин.
Список литературы
1. Персиянцев М.Н. Добыча нефти в осложненных условиях. - М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2000. - 653 с.: ил.
2. Доломатов М.Ю., Телин А.Г. и др. Физико-химические основы направленного подбора растворителей асфальтосмолистых веществ // Отчет центрального научно-исследовательского института ЦНИИТЭнефтехим, 1990 г.- 35 с.
3. Ибрагимов Г.З., Сорокин В.А., Хисамутдинов Н.И. Химические реагенты для добычи нефти: Справочник рабочего. - М.: Недра, 1986.- 240 с.
4. Голонский П.П. Борьба с парафином при добыче нефти. - М.: Гостоптехиздат, 1960. - 88 с.
5. Люшин С.В., Репин Н.Н. О влиянии скорости потока на интенсивность отложения парафинов в трубах // Сб. борьба с отложениями парафина. - М.: Недра, 1965. - 340 с.
6. Тронов В.П. Механизм образования смоло-парафиновых отложений и борьба с ними. - М.: Недра, 1970. - 192 с.
7. Коршак А.А., Шаммазов А.М. Основы нефтегазового дела. Учебник для ВУЗов: - Уфа.: ООО "ДизайнПолиграфСервис", 2001 - 544 с.: ил.
8. Нагимов Н.М., Ишкаев Р.К., Шарифуллин А.В., Козин В.Г. Эффективность воздействия на асфальтосмолопарафиновые отложения различных углеводородных композитов // Нефть России. Техника и технология добычи нефти. - 2002. - N 2 - с. 68-70.
9. Тронов В.П., Гуськов А.И., Мельников Г.М. Об условиях формирования АСПО на поздней стадии разработки// Проблемы нефтегазового комплекса России. Горное дело: Тезисы докладов Международной Научно-технической конференции. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 1998. - с. 106-108.
10. Опыт борьбы с отложениями парафина / С.Ф. Люшин, В.А. Рассказов // РНТС. ВНИИОНГ. - 1967. - 67 с.
11. Шайдаков В.В., Лаптев А.Б., Никитин Р.В. и др. Результаты применения магнитной обработки на скважинах, имеющих осложнения по АСПО и эмульсии // Проблемы нефти и газа: Тезисы докладов. III конгресс нефтегазопромышленников, Секция Н. - Уфа. - 2001, - с. 121-122.
12. Ковач В.И., Аливанов В.В., Шайдаков В.В. Магнитная активация жидкости как метод защиты от коррозии. // Нефтяное хозяйство - 2002. - N 10 - с.
13. Лесин В.И. Магнитные депарафинизаторы нового поколения /Изобретения и рацпредложения в нефтегазовой промышленности. - 2001. - N 1. - С. 18-20.
14. Персиянцев М.Н., Василенко И.Р. Магнитные депарафинизаторы МОЖ.- Газовая промышленность, 1999. - N 8.
15. Магнитный депарфинизатор "Магнолеум".- http:/ www. mte. gov. ru./ntp/new borud/rka/rka.htm.
16. Депарафинизаторы. - http:/www.metalop.ru/magnit4.htm.
17. Integrated water magnetic conditioner and filter. - http:/www.sovinservice.ru/mf_2000_eng.html.
18. Малышев А.Г., Черемисин Н.А., Шевченко Г.В. Выбор оптимальных способов борьбы с парафиноотложением // Нефтяное хозяйство. - 1997. - N 9. - С. 62.-69.
19. Карпов Б.В., Воробьев В.П., Казаков В.Т. и др. Предупреждение парафиноотложений при добыче нефти из скважин в осложненных условиях путем применения магнитных устройств // Нефтепромысловое дело. - 1996. - N 12. - С. 17-18.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
