2763.Эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти и газа

Трубы подключаются к арматуре, и через них пропускается добываемая жидкость, а на обмотку подается напряжение.

Применение данного устройства особенно эффективно на удаленных скважинах, расположенных в труднодоступных местах. Несмотря на положительные стороны электродепарафинизация получила ограниченное применение вследствие непродолжительного эффекта воздействия и ненадежности серийных конструкций, делающих их эксплуатацию опасной для персонала.

8.1.2. Автоматизированный саморегулируемый линейный нагреватель

Для поддержания температуры потока жидкости по стволу нефтедобывающих скважин в заданных пределах с целью предотвращения образования АСПО на внутренних стенках НКТ в процессе нефтедобычи и отбора высоковязких эмульсий хорошую эффективность проявили автоматизированные саморегулируемые линейные нагреватели АСЛН-1. АСЛН-1 конструктивно состоит из нагревательной и электронной частей (рис. 8.4).

Рис. 8.4. Расположение греющего кабеля на НКТ

241

Нагревательная часть представляет собой греющий кабель с оконцовочным устройством. Тип кабеля, сечение и материал токопроводящих жил определяются после теплового расчета и зависят в первую очередь от режима нефтедобычи, степени вязкости добываемого флюида, интервала и интенсивности отложений АСПВ.

Греющий кабель располагается на наружной поверхности НКТ с помощью стальных поясов (клямс). Для предотвращения повреждения кабеля при спуско-подъемных операциях возможно применение протекторов-центраторов.

Кроме того, применение протекторов-центраторов способствует оптимизации процесса теплообмена – не допускает прикосновения греющего кабеля к стенке обсадной колонны, этим достигается максимальная теплоотдача на стенку НКТ.

Для предотвращения повреждения оконцовочного устройства при спуско-подъемных операциях предусмотрено применение защиты оконцовочного устройства. Электронная часть АСЛН-1 представляет собой интеллектуальную станцию управления линейным нагревателем и температурные датчики, расположенные в районе устья и в районе оконцовочного устройства.

Питание АСЛН-1 осуществляется трехфазным переменным током напряжением 380 В. Нагрев кабеля осуществляется переменным током с возможностью регулирования напряжения от 0 до 380 В или постоянным током с возможностью регулирования напряжения от 0 до 540 В.

Станция управления «Термит-Т» отключает нагрев при достижении верхней граничной температуры жидкости, заранее запрограммированной в электронный модуль управления нагревом, и повторно включает нагрев при остывании жидкости до нижней граничной температуры.

Данный алгоритм позволяет добиваться снижения расхода электроэнергии, исключая лишний нагрев.

Станции управления «Термит-1М» и «Термит-2» позволяют регулировать выходное напряжение переменного тока на греющий кабель в пределах 0–380 В («Термит-1М») и выходное

242

напряжение постоянного тока на греющий кабель в пределах 0–540В («Термит-2»). Это позволяет снизить расход электроэнергии за счет снижения мощности.

Основным параметром, определяющим процесс управления, а следовательно, и режим работы линейного нагревателя, является значение температуры насыщения нефти парафином, характерное для каждой отдельно взятой скважины.

8.1.3. Установка прогрева скважин «Энергия-1»

Предназначена для предотвращения отложений АСПВ на внутренних поверхностях НКТ скважин, оборудованных УЭЦН и УЭДН (рис. 8.5).

Рис. 8.5. Установка прогрева скважин «Энергия-1»

Имеет в составе интеллектуальную станцию управления, обеспечивающую преобразование переменного тока в постоянный и плавное регулирование напряжения от 0 до 540 В.

Другим знаковым отличием УПС «Энергия-1» от аналогов является использование грузонесущего кабеля с центральной (холодной) жилой, изготовленной из электрического алюминия

243

сечением 25 мм2 и двумя оплеткамистальной брони. В качестве нагревательного элемента используется внутренняя броня, что обеспечивает повышенную теплоотдачу.

При длинах нагревательного кабеля более 1500 м возможна эксплуатация установки в комплексе со специальным повышающим трансформатором.

8.1.4. Паропередвижная установка автомобильная (ППУА-1600/100)

Промысловая паровая передвижная автомобильная установка ППУА-1600/100 предназначена для депарафинизации подземного и наземного оборудования скважин, а также для подогрева трубопроводов и другого нефтепромыслового оборудования (рис. 8.6).

Рис. 8.6. Установка ППУА-1600/100: 1 – цистерна для воды; 2 – укрытие для цистерны; 3 – емкость для топлива; 4 – кузов; 5 – парогенератор; 6 – питательный насос; 7 – вентилятор высокого давления; 8 – топливный насос; 9 – приборы КИПиА; 10 – привод установки; 11 – магистральные трубопроводы; 12 – монтажная рама принадлежностей

Парогенераторные установки выпускают в двух исполнениях, имеющих обозначения на шасси автомобиля КрАЗ-250-

ППУА-1600/100-1 и КрАЗ-260-ППУА-1600/100-2.

Оборудование установки, включающее котел паровой, цистерну, бак топливный, топливный и водяной насосы, вентилятор, электрооборудование, контрольно-измерительные приборы,

244

8.1.5. Паропередвижная установка (ППУ-3М)

Паровая передвижная установка ППУ-ЗМ предназначена для термической депарафинизации скважин и трубопроводов и снабжения паром различных потребителей на нефтепромыслах. Установка смонтирована на шасси автомобиля КрАЗ-257

245

или КрАЗ-255Б. Конструкция установки для указанных автомобилей одинакова за исключением компоновки оборудования и емкости цистерны для воды (рис. 8.7).

Рис. 8.7. Агрегат ППУ-3М

8.1.6. Агрегат депарафинизационный передвижной модернизированный

Агрегат АДПМ для депарафинизации скважин горячей нефтью предназначен для нагрева и нагнетания нефти в скважину с целью удаления со стенок труб отложений парафина. Агрегат можно использовать также для депарафинизации трапов, мерников, манифольдов (рис. 8.8).

Рис. 8.8. Агрегат АДПМ: 1 – нагнетательный насос; 2 – система КИПиА; 3 – силовая передача; 4 – нагреватель нефти; 5 – воздуховод; 6 – шасси автомобиля КрАЗ-255Б1А; 7 – технологические трубопроводы; 8 – топливная система; 9 – вспомогательные трубопроводы

246

Агрегат смонтирован на шасси автомобиля высокой проходимости КрАЗ-255Б1А. Привод всех механизмов агрегата осуществляется от тягового двигателя автомобиля. Агрегатом управляют из кабины водителя. В качестве нагреваемой среды используют сырую нефть (табл. 8.1). Ресурс работы агрегата по запасу нефти 4 часа. Агрегат обслуживают два человека.

Весь агрегат состоит из нескольких узлов и систем: нагревателя змеевикового типа, нагнетательного насоса, силовой передачи, вспомогательного оборудования, трубопроводов, кон- трольно-измерительных приборов и системы автоматики. Нагреватель представляет собой змеевик высокого давления, состоящий из конвекционной и радиационной 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

247

до определенной температуры и далее через напорный трубопровод нагнетается в скважину. Перед вводом в эксплуатацию агрегата необходимо проверить комплектность и сохранность контроль- но-измерительных приборов и регулирующей аппаратуры, провести расконсервацию оборудования агрегата, провести обкатку двигателявсоответствиисинструкциейпоэксплуатации автомобиля.

Во время работы агрегата оператор должен поддерживать оптимальный режим его работы на данной передаче, контролируя нормальное функционирование систем агрегата по приборам и внешним осмотрам. Температура нагрева нефти не должна превышать 150°С, а давление, развиваемое агрегатом, максимальных значений для данного режима работы.

8.2.Физические методы воздействия

8.2.1.Депарафинизатор МДС-73

При применении магнитного депарфинизатора скважин (МДС) в большинстве случаев не требуется очистки асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) труб НКТ, колонн штанг в скважинах, в выкидных линиях скважин.

Принцип действия магнитных депарафинизаторов состоит в увеличении степени дисперсности обрабатываемых растворов путем дробления агрегатом микропримесей металлсодержащих частиц. Для работы устройств не требуется химреагентов и источников энергии. Установка МД в НКТ сопровождается возникновением газлифтного эффекта и увеличением дебита скважин на 10–30 %. При совместном применении МД с химическими ингибиторами АСПО эффективность депарафинизатора может снижаться. Простой монтаж в большинстве случаев не требует подъема НКТ. Для защиты выкидных линий МД устанавливаются в обвязке устья скважины.

Наиболее эффективно применение магнитных депарафинизаторов в скважинах, где суммарное содержание асфальтенов и смол сравнимо или выше содержания парафинов. Режим течения смеси на устье не выходит из режима пены. АСПО – мазе-

248

образные маслянистые черные или сухие черные с буроватым изломом. В случае светлых АСПО с коричневым, красным оттенками для эффективной работы может потребоваться установка двух устройств (рис. 8.9).

Рис. 8.9. Депарафинизатор МДС-73: 1 – корпус; 2 – магнитная система

8.2.2. Гидродинамический вибратор

Вибратор гидродинамический представляет собой многопластинчатый гидродинамический излучатель, состоящий из погружённых в жидкость прямоугольных щелевых сопел и заострённых в сторону струи пластин (рис. 8.10). Пластинчатые

Рис. 8.10. Схема гидродинамического вибратора: 1 – сопло; 2 – пластина

излучатели в зависимости от геометрических размеров пластины и упругих её свойств генерируют колебания с частотами 0,05–35 кГц. Излучение акустических колебаний при работе пластинчатых излучателей осуществляется в основном за счёт пластинки, колеблющейся в направлении, перпендикулярном её

249

плоскости, с максимумом вблизи её свободного конца. Как показали исследования, генерация акустических колебаний в вязких средах происходит при более высоких скоростях истечения жидкости, причём с увеличением вязкости рабочей жидкости скорости натекания должны возрастать. Это обусловлено тем, что вязкость стабилизирует набегающий поток жидкости и поэтому возникновение автоколебаний в этой струе жидкости возникает при большей скорости жидкости.

8.2.3. Применение покрытий

Покрытия труб эпоксидными смолами

Преимущество такого покрытия состоит в том, что увеличивается межочистной период работы скважин, оборудованных трубами с покрытиями, за счет того, что кристаллы асфальтосмолопарафиновых отложений имеют плохую адгезию с покрытием. Внутренняя поверхность НКТ защищается покрытием от воздействия коррозии при добыче высокообводненной нефти.

Недостатками покрытия являются: истирание покрытия штанговой колонной, отслоение покрытия при пропарке труб, засорение скважин отслоившимся покрытием, засорение клапанов насосов покрытием, истирание покрытия центраторами.

Покрытие труб стеклогранулянтом

Ранее в качестве основного вида защитного покрытия НКТ применялось стекло. Остеклование внутренней поверхности НКТ проводилось в цехе антикоррозионного покрытия труб. НКТ стали покрывать гранулированным стеклом, что позволило заметно улучшить прочностные качества покрытия, увеличить срок службы НКТ, уменьшить количество подземных ремонтов по причине засорения насосов осыпающимся стеклом. Адгезия стекла к стенке НКТ при Т = 850 °С хорошая, что позволяет эксплуатировать НКТ как в вертикальных, так и в горизонтальных скважинах, а также производить пропарку НКТ без последствий для покрытия. Однако НКТ с данным видом покрытия не подтвердил свою эффективность на практике.

250