- 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 J0 = 275 К; глубина интервала закачки рабочего агента Н = 1300 м; геотермический градиент s = 0,0154 К/м;
Определим потери теплоты по стволу скважины
Q = 2πrKλ/[λ+rKf(τ)]·[(To-J0)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”
| НевставныеНСН2-28НСН2-32НСН2-44НСН2-57НСН2-7020-125-ТNМ-11-420-175-ТNМ-11-420-225-ТNМ-11-420-275-ТNМ-11-4 | в % к фонду0,266,760,69,31,33,113,34,50,94 | ВставныеНСВ2-29НСВ2-32НСВ2-38НСВ2-44НСВ2-5620-125RNAM -1220-175RNAM -1220-175RNбM -12 | в % к фонду1,754,60,185,090,185,090,1834,2 |
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
| АвтоцистернаТранспортная базаГрузоподъемность, тНаибольшая скорость передвижения с полной нагрузкой, км/чТяговый двигатель-четырёхконтактовый дизельНоминальная мощность(при п=2100 мин-1), кВтВместительность цистерныЦентробежный насосПодача (дм3/с) при напоре, м 7048Время заполнения жидкостью, минНаиб. мощн, потреб. насосом, кВтУсловн. диам. линии, ммвсасывающейнапорнойВсасывающее устройствоВысота всасывания, мРабочий агентРазмеры, ммдлинаширинавысотаМасса, кгполнаякомплекта | АЦН-11-257КрАЗ-257Б1А1268ЯМЗ-238176,51199600250028602260011040 | АЦН-7,5-5334МАЗ-53347,285ЯМЗ-2361327,512,52161510050Эжектор5695025002870153257450 | ЦР-7АПКрАЗ-2557,571ЯМЗ-238176,57,58590250030701903510980 |
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 базаСиловая установка:маркатип двигателяНаиб.мощн. при частоте вращ. вала дв-ля 2800мин-1, л.с.Насос маркиНаибольшая подача насоса, л/с.Наибольшее давление, МПаВодопадающий насосНаибольшая подача, л/с.Наибольшее давление, МПаОбъём мерной ёмкости, м3Диам.проходн. сечения коллектора, ммприёмногонагнетательногоВспомогательный трубопроводчисло трубобщая длина, мМасса агрегата, кгбез заправкизаправленногоГабаритные размеры, мм | КрАЗ-2575УС-70ГАЗ-51709Т23321В131,56,410050622169701750010425х2650х3225 |
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 КSК.
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/чДавление на выходе из парогенератора, мПамаксимальноерабочееДавление пара на выходе из установки. МПаСтепень сухости пара, %Расход пара на скважину, кг/сУстановленная электрическая мощность, кВтВместимость осн. топливного бака, лВместимость бака воды. лМетод деаэрацииМасса установки, кгМасса блока парогенератора, кгГабариты, ммпарогенератораводоподготовки | 2,3213,26-120-12800,55-1,117510005000термический397002950012080х3850х32006250х3850х3200 |
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.