ДИПЛОМНАЯРАБОТА
ТЕМА:ВЫБОР И РАСЧЕТ ОБОРУДОВАНИЯ ДЛЯ ДЕПАРАФИНИЗАЦИИ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН В УСЛОВИЯХНГДУ «ЛН»
СОДЕРЖАНИЕ
Введение
1. Геологическая часть
1.1 Орогидрография
1.2 Тектоника
1.3 Стратиграфия
1.4 Коллекторские свойствапродуктивных горизонтов
1.5 Физико-химические свойства нефти,газа и воды
1.6 Режим залежи
1.7 Конструкция скважин
2. Технологическая часть
2.1 Характеристика фонда скважинприменяемого в ЦДНиГ № 1 НГДУ «ЛН»
2.2 Основные сведения о составе АСПОи условия их образования на нефтепромысловом оборудовании
2.3 Основные методы борьбы с АСПО,используемые в НГДУ “ ЛН” и анализ их эффективности
2.3.1 Механический метод, применяемыйв НГДУ «ЛН” для борьбы с отложениями АСПО
2.3.2 Применение покрытий для борьбыс АСПО
2.3.3 Физические методы, применяемыев НГДУ «ЛН” для борьбы с отложениями АСПО
2.3.4 Химические методы, применяемыев НГДУ «ЛН” для борьбы с отложениями АСПО
2.3.5 Тепловые методы, применяемые вНГДУ «ЛН” для борьбы с отложениями АСПО
3 Механическая часть
3.1 Глубиннонасосное оборудование
3.2 Техника и оборудованиеприменяемое для депарафинизации скважин в условиях НГДУ «ЛН»
3.3 Техника и оборудование припаротепловой обработке
3.4 Подбор основногоглубинно-насосного оборудования по скважине
3.5 Определение экстремальныхнагрузок, действующих на головку балансира
3.6 Расчет на прочностьстеклопластиковых штанг
4 Специальная часть
4.1 Выбор оборудования для подачиреагента (ингибитора)
4.2 Конструктивный расчет элементовустройства для ввода реагента в затрубное пространство под давлением
4.2.1 Расчет корпуса резервуара дляреагента
4.2.2 Расчет толщины стенки крышкирезервуара
4.2.3 Расчет толщины стенкиконического днища
4.2.4 Расчет фланцевых соединений
5. Экологическая безопасность
5.1 Мероприятия по охране окружающейсреды и недр в условиях НГДУ “ЛН”
5.2 Охрана атмосферного воздуха
5.3 Охрана вод
5.4 Охрана земель
5.5 Охрана труда и техникабезопасности при удалении АСПО
6. Организационно-экономическийраздел
6.1 Технико-экономическая оценкаметодов борьбы с АСПО по НГДУ “ ЛН”
6.2 Организация профилактических работна нефтепромыслах и службе ПРС по борьбе с АСПО
6.3 Анализ выхода из строяглубинно-насосного оборудования за 2000 -2001 г.г.
6.4 Мероприятия направленные наборьбу с АСПО в НГДУ “ ЛН”
6.5 Расчет экономическойэффективности от внедрения и заправки дозаторов
Заключение
Литература
ВВЕДЕНИЕ
Асфальто-смолистые ипарафиновые отложения (АСПО) содержатся в составе нефтей почти во всехнефтедобывающих районах РФ. Химический состав АСПО зависит от свойствдобываемой нефти, термо- и гидродинамических условий продуктивных пластов,геологических и физических особенностей, способа разработки и эксплуатацииместорождений.
Парафиновые отложения внефтепромысловом оборудовании формируются в основном вследствие выпадения (кристаллизации)высокомолекулярных углеводородов при снижении температуры потока нефти.
Состав парафиновыхотложений зависит от состава нефти и термодинамических условий, при которыхформируются отложения. В зависимости от условий кристаллизации состав парафиновыхотложений даже в одной скважине весьма разнообразен. Различаются они посодержанию асфальтенов, смол и твердых углеводородов. Нередко парафиновыеотложения содержат воду и механические примеси.
На интенсивностьпарафиновых отложений оказывает влияние обводненность продукции в скважинах.
АСПО снижаютпроизводительность скважин, увеличивают износ оборудования, расходыэлектроэнергии и давление в выкидных линиях. Поэтому борьба с АСПО – актуальнаязадача при интенсификации добычи нефти.
Методы борьбы с АСПОпредусматривают проведение работ по предупреждению выпадения и удалению ужеобразовавшихся осадков.
Предупреждениеобразования АСПО достигается нанесением защитных покрытий на поверхности труб идругого оборудования из гидрофильных материалов, а также введением в потокдобываемой нефти различных ингибиторов.
Удаление АСПО достигаетсяпутем чистки поверхности труб и оборудования механическими скребками, тепловойи химической обработкой продукции скважин.
Многие глубиннонасосныеустановки эксплуатируемые в условиях НГДУ «Лениногорскнефть» (далее НГДУ «ЛН»),эксплуатируются в высокопарафинящихся скважинах, где в насосе и трубахоткладывается парафин. В НГДУ «ЛН» применяются различные методы дапарафинизациискважин, но наиболее эффективным является химический метод предотвращенияотложений парафина с применением ингибиторов. Часто химический метод применяютв сочетании с тепловыми и механическими методами.
В дипломном проектеприведена характеристика Ромашкинскогонефтяного месторождения (геологическая часть); рассмотрены методы депарафинизациинефтяных скважин эксплуатируемых в условиях НГДУ «ЛН», расположенной на площадиРомашкинского нефтяного месторождения (технологическая часть); выполнен подбори расчет оборудования используемого для депарафинизации скважин в НГДУ «ЛН»(механическая часть). В специальной части дипломного проекта рассмотренодозировочное устройство депарафинизации применяемый в условиях НГДУ «ЛН» прихимическом методе. Приведен расчет экономической эффективности применяемыхметодов и дана их сравнительная характеристика. В дипломном проекте такжерассмотрены мероприятия по охране окружающей среды и недр в условиях НГДУ “ЛН”,охране вод и земель на которых расположена эксплуатируемая площадь нефтяногоместорождения.
1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯЧАСТЬ
1.1 Орогидрография
Западно-Лениногорскаяплощадь расположена на юге Ромашкинского нефтяного месторождения. На севере площадьконтактирует с Юго — Ромашкинским, на западе с Зай-Каратаевской и на востоке сВосточно — Лениногорской площадями. В геолографическом отношении Западно-Лениногорская площадь представляет собой пересечённую местность смногочисленными оврагами и балками. Абсолютные отметки колеблются в пределах от+100 до + 250 м. Большую часть площади занимают лесные массивы.
Климат района резкоконтинентальный — суровая зима с сильными буранами и жаркое лето. Преобладающеенаправление ветров — юго-западное. Самым холодным месяцем является — январь,имеющий среднюю месячную температуру — 13,7 0 С, — 14,4 0 С.Наиболее теплым месяцем является июль — средняя месячная температура колеблетсяот +18,5 0 С, до + 19,5 0 С. Абсолютный минимумтемпературы достигает в некоторые годы до — 49 0 С. Максимальнаялетняя температура достигает +38 0 С. Наибольшее количество осадковвыпадает в июле (до 60 мм), минимальное в феврале (до 17 мм). Грозовая деятельность от 40 до 60 часов в году.
По площади проходятавтомобильные дороги, соединяющие города Бугульму, Альметьевск, Лениногорск ипромысловые дороги. В административном отношении Западно — Лениногорскаяплощадь расположена на землях Бугульминского и Лениногорского районов РТ, впределах землепользования Бугульминского и Лениногорского госплемптицезавода,совхоза “Подлесный”, совхоза “Путь к коммунизму”, колхоза имени КалининаЛениногорского района. Западно-Лениногорская площадь с трех сторон охватываетгород Лениногорск, граничит с Юго — Ромашкинской площадью. Кроме городаЛениногорска на площади расположены деревни Верхний Каран, Дурасово, Тимяшево иРомашкино. К настоящему времени на площади имеется развитая система сбора,транспорта и подготовки нефти, газа и воды, поддержания пластового давления,электроснабжения, связи, автоматики и телемеханизации.
1.2 Тектоника
Ромашкинское нефтяноеместорождение приурочено к крупной структуре платформенного типа — Южномукуполу Татарского свода. Эта структура чётко прослеживается по поверхностикристаллического фундамента, а также по маркирующим поверхностям девона икарбона. Западно — Лениногорская площадь расположена на юго-восточном склонеЮжного купола.
В пределах площадиизучение тектоники проводилось по структурной карте, построенной по кровлепашийского горизонта (подошва ренеры “Верхний известняк”). Абсолютные отметкиэтой поверхности колеблются от 1955 м на севере площади (зона Южно — Ромашкинского разрежающего ряда, участки скважин 2081, 1085, 2087, 1077 а,2096) до 1497,8 (скв 3542, южно- восточная часть). Западно — Лениногорскаяплощадь вытянута в субтронном направлении, в основном по простираниюповерхности “верхнего известняка.
Общая картинамоноклинальности осложняется отдельными небольшими выступами в субмеридиальномнаправлении. Из них важнейшими прогибы на западной границе площади (по линии скважин2080, 3551, 6243, 6443, 6427 амплитуда до 13 м). С запада выступ ограничивается прогибом по линии скважин 2094 — 6444, на востоке он постепенно переходит вмоноклинальный склон. Меньшие размеры имеют выступ в юго-восточной частиплощади (скважины 6456, 8723, 8761) прогибы по линии скважин 6224- 6388, 6161,6162, 6392. Все перечисленные структуры являются по отложению к моноклинальномусклону в пределах площади структурами 2-го подряда.
Из структур 3-го подрядаможно отметить небольшие выступы (скважины 6215, 6215а, 6079) и прогибы (6017,6224, 6313) осложняющие структуры 2-го порядка, имеющие обычную форму, близкуюк изотермической и зафиксированы в 1-2-х скважинах. Углы падения на площади непревышают 10, обычно составляя несколько минут (0,7°).Более резким он является в центре площади, на линии скважины 697- 3542, гдедостигает величины 0°12´.
Структурные планыпродуктивных пластов горизонты Д1 (а; б 1,2; б3; в; г; д.)в основном совпадают со структурным планом поверхности рапера “ верхнийизвестняк “. Расхождение в деталях объясняются особенностями составленияструктурных карт по поверхностям продуктивных пластов, когда стратиграфическаяповерхность может местами заменяться поверхностью литологической.
1.3 Стратиграфия
Наиболее древнимиобразованьями, которые вскрыты скважинами, являются породы кристаллическогофундамента, возраст которых определён как — архейский. Сложены они либометаморфизованными породами, представленными бионито — гранитовыми, бионито — платопладовыми и бионито — склинятовыми гнейсами, либо изверженными породами,внедрившимся в толщу гнейсов. К древним гранитам относятся платоплодовыегранито-гнейсы, кварцевые диориты, габурдиайоды. Зона развития магматическихпород характеризуется полосовыми аномалиями, гравитационными и магнитнымиполями. Для них характерна узкая линейная протяженность.
В состав осадочной толщиРомашкинского месторождения входят отложения девонской, каменноугольной,пермской и четвертичной систем. Породы палеозойского осадочного комплексазалегают на метаморфизованном первично- осадочном кристаллизационномфундаменте.
Девонские образования впределах Ромашкинского нефтяного месторождения представлены двумя отделами — средними и верхними. В среднем отделе выделяются два яруса эйфельский иалевролито — глинистыми породами.
Пашийский горизонтявляется основным промышленным объектом данного месторождения. Нижняя егограница — кровля аргелитовой пачки (репер “глина “) над пластом Д2.Верхняя граница пашийского горизонта производится по подошве карбонатной пачки“ верхний известняк “. Мощность горизонта колеблется от 24 м (северо-восточная часть) до 52 м (юго-западная часть месторождения).
Пашийский горизонтпредставлен пятью алевролито — песчаными пачками (пласт Д1 — а, Д1 — б, Д1 — в, Д1 — г, Д1 — д.), подразделеннымиалевролито — глинистыми отделами. К пашийским отложениям (горизонта Д1)нижнефранского подъяруса приурочена основная залежь Ромашкинскогоместорождения. Нефть относится к типу смолистых, сернистых и парафинистых.Удельный вес смол 27 — 37 %, парафина 53 %, средняя вязкость нефти поместорождению составляет 30 сП.
Начальный статическийуровень подземных вод, терригенной части девона Ромашкинского месторождения (доего разработки) находилась на абсолютных отметках минус 15 — 25 м. Пластовое давление на контуре нефтеносности горизонта Д1 = 17,5 Па.
Сейчас движение жидкостив горизонте Д1 переходит от нагнетательных рядов и эксплуатационным.Скорость движения пластовых вод в горизонте Д1 повышается посравнению с естественной, существовавшей до />начала разработки месторождения, всотни тысяч раз. В пьезометрических скважинах на горизонтах Д1 и Д2статический уровень измеряется сейчас в пределах отметок минус 292 м. плюс 217 м; пластовое давление 14,5 – 21,0 Па.
В связи с увеличениемзакачкой холодной воды в участки горизонта Д1, геотермическиеусловия его также несколько изменяются в сторону некоторого снижения пластовойтемпературы.
1.4 Коллекторскиесвойства продуктивных горизонтов
Коллекторские свойстваэксплуатационного объекта охарактеризованы в таблице 1.
Таблица 1
Метод
исследования Наименование
Проницаемость
мкм2 Пористость Начальная нефтенасыщенность Газонасыщенность
Лабораторные
исследования
керна
Количество скважин
Количество определений
Среднее значение
Коэффициент вариации
29
505
0,384
67,3 %
30
605
20,9
16,6 %
18
400
0,818
14,2 %
-
-
-
-
Лабораторные
исследования
керна
Интервал
изменения
параметров 0,001 — 1,3 3,2 — 28,2 0,228 — 0,967 -
Геофизические
исследования
керна
Количество
скважин
Количество определений
Среднее значение
212
389
0,283
454
1270
18,8
451
1248
0,805
-
-
-
Они получены на основаниидостаточно представленных лабораторных исследований кернов и результатов исследованийгеофизическими методами.
Обращает на себя вниманиекак значительно меньшее количество скважин, по которым отобран керновый материал,так и более высокие значения параметров, по сравнению с результатамигеофизических исследований. Интервалы измерения параметров довольно значительныи особенно по керновым данным, что указывает на значительную неоднородностьколлекторов, слагающих продуктивные пласты. Общая толщина горизонта изменяетсяв пределах площади от 26,0 до 56,0м составляя в среднем 39 м, нефтяная в среднем равна 9,8 м изменяясь в пределах от 2,0 до 30 м её средняя эффективная толщина равна 18,6 м изменяясь от 4,0 до 38,0 м.
Поскольку в пределахводонефтяной зоны рассматриваются пласты с подошвенной водой, то их общая и эффективнаятолщина равна. Свойством сложённости строения эксплуатационного объекта площадимогут служить данные, приведённые в таблице 2.
Таблица 2
Количество скважин
используемых для определения
Коэффициент песчанности, К п
Коэффициент расчленности, К р
Среднее
значение Коэффициент вариации
Среднее
значение Коэффициент вариации 235 0,35 40,0 4,5 28,0
По данным можно сделатьвывод о наличии в разрезе объекта значительного количества пластов, соотношениеэффективной толщины продуктивной части и общей толщины горизонта Д1в пределах Западно — Лениногорской площади.
1.5Физико-химические свойства нефти, газа и воды
Физико-химическиесвойства нефти, газа и воды пашийского горизонта Д1 Западно — Лениногорской площади были исследованы в “ТатНИПИ нефть” ГПК городаАльметьевка. Параметры пластовых нефтей изменяются в следующих пределах:давление насыщения от 7,41 до 9,32 МПа, среднее значение — 8,09 МПа,газосодержание от 46,4 до 78,9 м3/т, среднее значение 60,2 м3/т;объёмный коэффициент от 1,128 до 1,210, среднее значение — 0,8048; вязкость от2,3 до 5,05 МПа·с, среднее значение — 3,4 мПа·с.
Параметры поверхностныхнефтей изменяются в следующих пределах: плотность нефти — 0,8578 г/см3;вязкость от 10,5 до 26,1 мПа·с; среднее значение — 14,6 при 20 0С;содержание серы от 0,7 до 1,3; среднее значение — 1,1; смол семеногелевых от26,0 до 28; среднее значение 27,0 параметров от 1,0 до 3,6, среднее значение2,8; выход светлых фракций до 100 0С- 7,3 % объёма; до 200 0С- 26,2 % объёма; от 300 0С — 48,2 % .
Таким образом, нефтигоризонта Д1 по своим свойствам могут быть отнесены к сернистым ипарафинистым.
Анализ полученных данныхсвидетельствует о том, что среднее значение величины некоторых параметров нефтии газа изменилось по сравнению с принятыми на дату утверждения запасов ГКЗ вцелом на Лениногорской площади. Это произошло в результате учета дополнительнойинформации по анализам, отобранным в следующие годы и исключения некачественныханализов при подготовки их к автоматизированной обработке.
Подземные водытерригенного девона Западно — Лениногорской площади по своему составу относятсяк хлор — натриевому типу с высоким содержанием кальция, с незначительнымколичеством сульфатов и гидрокарбонатов. Общая минерализация воды от 252 до 280г/м, в среднем 270 г/м. В ионно-солевом составе преобладают хлориды (в среднем160 г/м3 и натрий 70,8 г/м3), плотность воды в среднем — 1,186 г/см3, вязкость — 1,9 мПа·с.
В естественных, ненарушенных закачкой воды, условиях в подземных водах терригенного девонасероводород отсутствует. При закачке сульфатных вод, содержаниесульфатвосстанавливающих бактерий в пластовых условиях проектируетсясероводород в количестве 26 — 96 мг/л.
Газонасыщенность подземныхвод 0,248 — 0, 368 м3/т, снижается по мере удаления от нефтяныхзалежей. В составе растворённого в воде газа преобладает метан.
1.6 Режимзалежи
РазбуриваниеЗападно-Лениногорской площади началось в 1962 году согласно технологическойсхеме разработки 1959 года с западной части по сетке 800x650 м.
В следующие годыразбуривания и ввод площади производится по отдельным участкам с одновременнымбурением оценочных скважин на введенных в разработку зонах.
ЭксплуатируетсяЗападно-Лениногорская площадь в упруговодонапорном режиме. Напор вод создаетсяпутём искусственного нагнетания воды в 95 нагнетательных скважин.Первоначальное пластовое давление 175 атм.; текущее — 170 атм.; компенсацияотбора жидкости — 0,5 %. Зона дисперсии, образовавшаяся в начале внепосредственной близости к забою скважин, постепенно распространяется на всюплощадь и за её пределы, вызывая упругое расширение всё новых масс жидкости — сначала нефти, а затем воды, вытесняющей замещающей нефти.
На 1 января 1999 годапробурено всего 450 скважин, из которых 392 по проекту эксплуатационных и 58нагнетательные.
Эксплуатирующихся нанефть на 1 января 1999 года 383 скважин, в том числе 27 фонтанных; — 279 СКН и77 ЭЦН.
Средний дебит скважины пожидкости — 6,3 т/сут, по нефти — 4,1 т/сут. В настоящее время остались не введеннымив разработку низко продуктивные зоны.
1.7 Конструкцияскважин
На Западно-Лениногорскойплощади скважины имеют следующую конструкцию:
Таблица 3
Наименование
обсадных
колонн
Диаметр
обсадных
колонн, мм
Глубина
спуска, м
Диаметр
долота, мм
Высота
подъёма
цемента Направление 324 20 393,7 до устья Кондуктор 245 300 295,3 до устья
Экспл.
колонна 146 (168) 1800 215,9 до устья
324 245 146(168)/> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> />
/>/>/>/>/>30-40 м/> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> />
/>/>200 — 400 м/> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> />
— 1700 м
Рис. 1 Схема конструкциискважины:
1 — направление
2 — кондуктор
3 — экс. колонна
Спуск направления наглубину 20 м вызван необходимостью перекрытия обваливающихся неустойчивых породи подъёма цемента до устья. Для обеспечения вертикальности стволапредусматривается, применение системы центраторов: наддолотный инадтурбобурный.
Бурение под кондукторпроизводится после спуска и цементажа направления с глубины — 0 до 300 м. Спуск 245 мм кондуктора на глубину 300 м вызван необходимостью укрепления неустойчивостипород. Подъём цемента за кондуктором до устья.
Спуск — 146 (168) ммэксплуатационной колонны до устья — 1800 м. Подъём цементного раствора за эксплуатационной колонной производится от башмака до устья. Низ колонны имеетбашмачную направленную пробку, башмак, патрубок, обратный клапан, упорноекольцо, цементирующие фонари, пружинные скребки. Для образования монолитногоцементного камня вокруг обсадной колонны и предупреждения его разрушения приперфорации на каждую обсадную трубу устанавливают по 2 центратора и до 20скребков в интервалах возможного поступления воды к продуктивной части разреза.
2.ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
2.1Характеристика фонда скважин применяемого в ЦДН и Г № 1 НГДУ «ЛН»
Эксплуатационный фондскважин в ЦДН и Г № 1 НГДУ «ЛН” составляет 697 скважин. Ниже приведены основныеданные по фонду скважин.
Таблица 4
Состояниеэксплуатационного фонда скважин на 1.05.2001гРасшифровка фонда Скв.(шт.)
Кэкс %
Эксплуатационный фонд
в т.ч. а) фонтанные
б) ЭЦН
в) ШГН
21
101
575
3
14,5
82,5
Из таблицы видно, чтоколичество скважин эксплуатируемых ШГН — 82,5 %. Установками ЭЦН эксплуатируется13 % эксплуатируемого фонда. 99,9 % всей добычи нефти извлекаетсямеханизированным способом, в том числе ШГН — 72,92 %, УЭЦН — 26,96 %.
Среднесуточный дебит поскважинам, оборудованным ШГН, составляет 2,36 т/сут, по УЭЦН — 5т/сут.
Средняя обводнённостьпродукции по скважинам, эксплуатируемым ШГН составляет 49,4 %, по УЭЦН-92,7 %.
Средняя глубина подвескиштанговых насосов на девонских скважинах 1250 — 1450 м, на угленосных — 800 — 900 м.
2.2Основные сведения о составе АСПО и условия их образования на нефтепромысловомоборудовании
Основные исследованиямеханизма образования отложений парафина были выполнены в 50 — 60 годах, когдана крупнейших отечественных месторождениях нефти добывалась в основномбезводная продукция и проблема образования парафиновых отложений стояла оченьостро. Межочистной период эксплуатации некоторых скважин Ромашкинскогоместорождения составлял всего лишь 3 — 4 часа.
На поздней стадииразработки нефтяных месторождений изменились геолого-технические условия добычинефти, и расширилась область возможного формирования отложений.
Асфальто-смолопарафиновыеотложения (АСПО) в условиях высокой обводненности скважин при низких забойныхдавлениях образуются в соответствии со следующей теоретической моделью.
Единственным источникомвозникновения асфальто-смолопарафиновых отложений являются молекулы парафинарастворенные в нефти и выстраивающие кристаллическую решетку твердой фазы.
Кристаллы парафина,образующие плотные отложения на поверхности при снижении температуры на нейниже температуры кристаллизации.
На поздней стадииразработки увеличивается глубина формирования АСПО, что обусловлено интенсивнымснижением пластовой температуры за счет большого количества холодной воды, а,следовательно, общем снижении теплового потока.
Например: пластоваятемпература в начале разработки Ромашкинского месторождения составляла 410С,а максимальное её значение, зафиксированное в 1997 году, равно 330С.
Появление газовой фазы впотоке, с одной стороны увеличивает удельный объём контактирующего со стенкаминефтепромыслового оборудования носителя парафина (нефти), улучшая условия дляформирования отложений парафина за счет более интенсивной подпитки материаломрастущих кристаллов, с другой, повышает турбулизацию потока. Теплоотдача потокапри этом резко возрастает, что уменьшает температуру поднимающейся нефти.
В процессе разработкизалежей при заводнении состав пластовой нефти значительно изменяется. Приконтактировании с водой такие компоненты растворенного в нефти газа, как азот иметан, переходят в вытесняющую воду. В результате снижается давление насыщениянефти газом, повышаются плотность и вязкость, а так же относительное содержаниевысокомолекулярных компонентов в нефти. Наличие асфальто-смолистых веществ внефти значительно влияет на процесс кристаллизации. В присутствии смол иасфальтенов происходит глубокое изменение формы и структуры кристаллов.Адсорбция асфальто-смолистых веществ на поверхности кристалла приводит квозникновению дендритных структур большого объёма и низкой плотности, свободныеполости которых заполнены нефтью. Таким образом, увеличение содержаниясмолистых веществ в составе нефти изменяет форму и структуру образующихся АСПО.Присутствие воды в добываемой продукции обуславливает проявление факторов,влияющих на формирование данных отложений.
В АСПО содержатсязначительные количества механических примесей и воды. Так, по данным ТатНИПИнефти,в 2000-2002 гг. массовое содержание связанной воды в отложениях составило4-49%, механических примесей до 15 %. Это свидетельствует о значительнойнесплошности растущих отложений и их замуровывании надстраивающими друзамипарафина.
Таким образом, на позднейстадии разработки нефтяных месторождений, характеризуемой высокой обводненностьюскважин, значительно изменяются условия и механизм доставки носителя парафина(нефти) в область формирования отложений, а механизм формирования самих отложенийне меняется.
2.3Основные методы борьбы с АСПО, используемые в НГДУ “ ЛН” и анализ их эффективности
В НГДУ “Лениногорскнефть” на 621 скважине, оборудованной УШГН, что составляет 95,2 %осложненного фонда. Применяются механические, химические, тепловые и физическиеметоды борьбы с АСПО, а также их комбинации, причем комбинациями различныхметодов охвачено более 75 % фонда скважин. Применение методов борьбы с АСПО наскважинах представлено в таблице 5.
Таблица 5
Применение методов борьбыс АСПО на скважинах, оборудованных УШГНМетоды борьбы с АСПО Фонд скважин с УГШН, осложненный формированием АСПО
Ремонты по причине
АСПО Всего % от осложненного фонда с УГШН Всего Отношен. ремонт. к соответс фонду Фонд скважин с УГШН, осложненный формированием АСПО 621 100 81 0,130
1. Применение штанг с наплавленными центраторами,
в т.ч. — с центраторами — депарафинизаторами НГДУ «ЛН” с остеклованными НКТ,
в т.ч. — с промывками
— с магнитными депарафинизаторами
— с микробиологическими обработками;
242
202
143
8
11
39,5
32,5
23,0
1,3
1,8
29
25
-
5
-
0,120
0,124
-
0,625
-
— с центраторами — депарафинизаторами НГДУ «ЛН” в комбинации со скребками- центраторами завода “Радиоприбор”,
в т.ч. — с промывками;
— со скребками- центраторами НГДУ
“ ИрН”
14
8
26
2,3
1,3
4,2
1
-
3
0,071
-
0,115
2. Применение футерованных НКТ
в т.ч. — с полимерным покрытием DPS БМЗ,
в т. ч — с центраторами — депарафинизаторами НГДУ «ЛН”
— с промывками ;
— остеклованных,
в т. ч- с промывками
— с магнитными депарафинизаторами
— с микробиологическими обработками
326
4
1
2
322
284
4
3
52,5
0,6
0,2
0,3
51,9
45,7
0,6
0,5
45
-
-
-
45
3
1
-
0,138
-
-
-
0,140
0,011
0,250
- Выполнение микробиологических обработок 4 0,6 1 0,250 Использование магнитных депарафинизаторов 2 0,3 2 1,000
2.3.1 Механическийметод, применяемый в НГДУ «ЛН” для борьбы с отложениями АСПО
Применение скребковцентраторов депарафинизаторов
При эксплуатации скважинШГНУ основным способом борьбы с АСПО в НГДУ “Лениногорскнефть” является механический,т.е. использование штанг с наплавленными центраторами — депарафинизаторамипроизводства НГДУ ”ЛН» (рис 2), наплавленными скребками — центраторамипроизводства НГДУ «ИрН” (рис 3), плавающими скребками-центраторами завода“Радиоприбор”, использование стеклопластиковых штанг и различных покрытий НКТ.Фонд скважин, обеспеченный защитой такого типа, составляет 91,5 % отосложненного формированием АСПО фонда скважин, оборудованных УШГН.
Использование штанг со скребкамицентраторами депарафинизаторами основан на создании критических скоростейдвижения нефтяных эмульсий в НКТ (центраторами, создающими скорости вышекритической при которой не происходит отложения парафина на стенках НКТ и телештанг). Критические скорости потока создаются за счет заданного кольцевогосечения между стенками НКТ и центратором цилиндрической формы (рис. 2)неподвижно наплавленного на тело штанги.
/> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> />
Рис. 2 Цилиндрическийцентратор Рис. 3 Центратор из полиамидной смолы
В последнее время началиприменять новые виды скребков центраторов депарафинизаторов из полиамиднойсмолы (рис 3). Очистка от парафина металлических поверхностей НКТ и штангдостигается при определенном и строго заданном угле наклона режущих кромокскребка, при его возвратно- поступательных и вращающихся движениях. Косые пазы,выполнены по периметру рабочей поверхности скребка обеспечивают достаточныйпроток жидкости. В зависимости от размеров труб и штанг меняется размерскребков центраторов-депарафинизаторов.
Срок службы скребковцентраторов-депарафинизаторов (по паспорту) составляет 5-7 лет. Оснащениеколонн штанг скребками центраторами депарафинизаторами в больших объемах даетвозможность сократить объем дорогостоящих обработок химическими реагентами,число текущих ремонтов скважин из — за запарафинивания глубинно-насосногооборудования, средний МРП эксплуатации скважин оборудоваемые УШГН, превысил 700суток. Штанги с наплавленными центраторами — депарафинизаторами используются вкомплекте с остеклованными НКТ, ими оснащены 226 скважин, или 36,4 %осложненного фонда скважин, эксплуатируемых УШГН. Причем на 14 скважинахдополнительно внедрены плавающие скребки- центраторы завода “Радиоприбор”.Кроме того, 151 скважина, на которых применяется данный метод защиты отформирования АСПО, 1-2 раза в год промываются дистилятом или дистиллятом вкомпозиции с нефтью. Штанги с наплавленными скребками- центраторами НГДУ “ ИрН”внедрены на 26 скважинах (4,2 %). Штанги с центраторами — депарафинизаторами инаплавленными скребками- центраторами спускаются на глубину от 240 до 1200 метров. Скважины, оборудованные наплавленными скребками-центраторами эксплуатируется соштанговращателями.
2.3.2Применение покрытий для борьбы с АСПО
Покрытия труб эпоксиднымисмолами
Преимущество такогопокрытия состоит в том, что увеличивается межочистной период работы скважин, оборудованныхтрубами с покрытиями за счет того, что кристаллы асфальто-смолопарафиновыхотложений имеют плохую адгезию с покрытием. Внутренняя поверхность НКТзащищается покрытием от воздействия коррозии при добыче высокообводненнойнефти.
Недостатками покрытияявляются: истирание покрытия штанговой колонной, отслоение покрытия припропарке труб, засорение скважин отслоившимся покрытием, засорение клапановнасосов покрытием, истирание покрытия центраторами.
Покрытие трубстеклогранулянтом.
В качестве основного видазащитного покрытия НКТ в НГДУ “ ЛН” применяется стекло. Остеклование внутреннейповерхности НКТ проводится в цеху антикоррозионного покрытия труб. С 1993 годаНКТ стали покрывать гранулированным стеклом, что позволило заметно улучшить прочностныекачества покрытия, увеличить срок службы НКТ, уменьшить количество подземныхремонтов по причине засорения насосов осыпающимся стеклом. Остеклованными НКТоснащены 524 скважины, причем, как отмечалось выше, 202 скважины в комплекте сцентраторами — депарафинизаторами. Необходимо отметить, что из 322 скважин, накоторых спущены только остеклованные НКТ, на 284 скважинах в качестведополнительного метода применяются промывки и обработки различного типа.
Адгезия стекла к стенкеНКТ при Т = 8500С хорошая, что позволяет эксплуатировать НКТ, как ввертикальных, так и в горизонтальных скважинах, а также позволяет производитьпропарку НКТ без последствий для покрытия.
В 1998 — 99 годах на 4скважинах были внедрены НКТ с полимерным покрытием DPS БМЗ. На одной скважине НКТ с даннымтипом спущены в комбинации со штангами наплавленными центраторами — депарафинизаторами. На двух скважинах проводятся разовые дистилятные промывки.
Применениестеклопластиковых штанг.
С декабря 1995 года вНГДУ «ЛН” начали внедрять стеклопластиковые штанги. В течение 1995-1996 года онибыли внедрены на 14 скважинах, как девонских, так и сернистых скважинах сразличной обводненности, добываемой продукции.
Опыт в эксплуатациистеклопластиковых штанг показал их хорошие прочностные и эксплуатационныехарактеристики, по сравнению со стальными штангами, нагрузка на головкубалансира снизилась на 25 %. Положительными факторами в работестеклопластиковых штанг является то, что центраторы хорошо армируются на телештанг, а так же не подвержены коррозии в скважинах с большим содержаниемсероводорода и высокой обводненностью добываемой продукции.
Недостаткамистеклопластиковых штанг является слабое соединение узла стеклопластика сметаллической головкой, а так же они менее работоспособны в скважинах созначительным отложением парафина, так в скважинах 9288 А, 24356, 9232, 12446стеклопластиковые штанги были извлечены из-за обрывов штанг по причине большихдополнительных нагрузок при запарафинивании колонны НКТ.
В качестве экспериментаНГДУ «ЛН” была закуплена партия стеклопластиковых штанг. СПНШ изготавливаютсяиз сплетенных жгутов стеклонитей, пропитанных эпоксидной смолой.
Штанги состоят из двухголовок и стеклопластикового стержня, которые крепятся между собой с помощьюэпоксидной смолы.
Таблица 6
Техническаяхарактеристика СПНШ
Номинальный диаметр по телу
Длина
Плотность
Разрушающее напряжение при растяжении
Усталостная прочность (количество циклов до разрушения)
Эксплуатация и хранение при Т
19 мм
8000-8500 м
2,00г/см3
760 Мпа
1,2·1012(у стальных) 1,05·108
от -50° до +90°C
2.3.3 Физическиеметоды, применяемые в НГДУ «ЛН» для борьбы с отложениями АСПО
В НГДУ «ЛН” магнитныедепарафинизаторы типа МОЖ-22Ш были внедрены на 17 скважинах (в 1997 году — на 7скважинах, в 1999 году — на 10 скважинах) В качестве основного метода борьбы сАСПО магнитные депарафинизаторы были использованы на трех скважинах (№108,6551А, 12518А), на 4 скважинах — в комбинации с остеклованными НКТ и на 10скважинах — в комбинации со штангами центраторами — депарафинизаторами.
За период с октября 1997года, когда началось внедрение магнитных депарафинизаторов, по октябрь 1999года на данной категории скважин было проведено 16 подземных ремонтов попричине АСПО, причем на 3 скважинах (№108, 4030, 12946) по два ремонта. Наскважинах, где магнитные депарафинизаторы были использованы в качествеосновного метода борьбы с АСПО без применения других методов, межочистнойпериод составил 50-110 суток и при подземных ремонтах по причине АСПО они былиизвлечены. На остальных скважинах межочистной период составил от 80 до 360суток.
Анализ применениямагнитных депарафинизаторов в качестве самостоятельного метода борьбы с АСПО ив комбинации с другими методами показал неэффективностьданного метода иотказ от его применения в дальнейшем.
2.3.4 Химическиеметоды, применяемые в НГДУ «ЛН” для борьбы с отложениями АСПО
Применение промывокразличного типа
В качестведополнительного метода борьбы с АСПО, в НГДУ «ЛН” на 77,9% осложненного фондаскважин, эксплуатируемых УШГН, используются промывки различного типа(дистиллятом, дистиллятом в комбинации с нефтью, горячей нефтью).
Динамика проведенияпромывок представлена в таблице 7
Таблица 7
Динамика проведенияпромывок
Виды промывок Годы 1997 1998 1999 10 месяцев 2000 2001
Всего промывок,
в т.ч. — дистиллят
— дистиллят + нефть
— горячая нефть
1516
316
745
455
1684
309
1174
201
1289
424
625
240
1128
374
546
208
938
275
551
112
В качестве растворителяиспользуется нефтяной дистиллят, как собственного производства, так и получаемыйв ОЭ НГДУ «Татнефтебитум”.
Более 58 % всехпроведенных в 2001 году обработок составили промывки дистиллятом в комбинации снефтью. Содержание нефти в растворе при этом составляет от 20 до 50 %. Выборконцентрации осуществляется технологическими службами нефтепромыслов с учетомскважинных условий.
Всего промывками охвачено484 скважины с периодичностью промывок 2-3 раза в год. Объем разовой дистиллятнойобработки составляет в среднем 8 м3.
Гидравлический расчетпромывки скважины нефтедистиллятной смесью
Исходные данные:
Скважина №1828А,
Н забой = 1620м — искусственный забой,
Диаметр эксплуатационнойколонны Dэкс. к =146 мм,
Диаметр НКТ dHKT = 73 мм,
Диаметр штанг dШТ. = 22 мм,
НН2Б – 44,
Плотность дистиллята ρД = 707 кг/м3,
Q = 8 м3, В=0 %.
Техника для промывки:
ЦА — 320; dпоршня = 100 мм; N = 180 л/с
Производительностьагрегата:
1 скорость — 1,4 л/с 2скорость — 2,55 л/с
3 скорость — 4,8 л/с 4скорость — 8,65 л/с
Расчет гидравлическогосопротивления при движении дистиллята в кольцевом пространстве.
P1 = λ· (HHKT· ρД)/(Dэкс.к – dHKT) х (vн2/2),Πa (13 стр.193) (2.1)
где: l — коэффициент трения, l = 0,035;
ННКТ — длинаколонны НКТ, м;
v н — скоростьнисходящего потока жидкости, м/с;
ρД — удельный вес дистиллята, кг/м3;
Dэкс. к — диаметр эксплуатационной колонны,м;
dHKT — диаметр НКТ, м;
При работе на 1 скорости:
Р1 =0,035·(1450·707)/(0,146 – 0,073) х (0,172/2) = 0,0071·106 Па;
на 2 скорости:
Р1 = 0,035·(1450·707)/(0,146– 0,073) х (0,372/2) = 0,0339·106 Па;
на скорости 3:
Р1 =0,035·(1450·707)/(0,146 – 0,073) х (0,532/2) = 0,0696·106 Па;
на скорости 4:
Р1 =0,035·(1450·707)/(0,146 – 0,073) х (1,032/2) = 0,263·106 Па.
2. Гидравлическоесопротивление по уравновешиванию столбов жидкости в НКТ и колонне:
P2 = (ρн — ρД)·g ·ННКТ,(13, стр.197) (2.2)
где: ρн — плотность нефти.
С достаточной точностьюдля расчетов
P2 = (820 – 707)·9,81·1450= 1,607·106 Па
3. Гидравлическоесопротивление в трубах НКТ:
Р3 = j·lНКТ· ННКТ·ρД·v 2в/[2(dВН — dШТ.)] (13, стр. 199) (2.3)
где: j — коэффициент, учитывающий потери наместных сопротивлениях при движении дистиллята в НКТ, j =1,1;
lНКТ — коэффициент трения в НКТ, lНКТ = 0,04;
dВН — внутренний диаметр НКТ, м;
dШТ. — диаметр штанг, м;
v в — скоростьвосходящего потока, м/с;
на 1 скорости:
Р3 =1,1·0,04·1450·707·0,42/[2·(0,062 – 0,022)] = 0,09·106 Па
на 2 скорости
Р3 =1,1·0,04·1450·707·0,82/[2·(0,062 – 0,022)] = 0,361·106 Па
на скорости 3
Р3 =1,1·0,04·1450·707·1,62/[2·(0,062 – 0,022)] = 1,443·106 Па
на скорости 4
Р3 =1,1·0,04·1450·707·2,912/[2·(0,062 – 0,022)] = 4,775·106Па
Гидравлическиесопротивления на выходе агрегата ЦА-320 при обратной промывке ничтожно малы,при расчете их не используют.
5. Давление на выкиденасоса:
Рв = Р1+Р2+ Р3; (13, стр.196) (2.4)
На 1 скорости:
Рв = 0,0071·106+ 1,607·106 + 0,09·106= 1,704·106 Па;
На 2 скорости:
Рв = 0,0339·106+ 1,607·106 + 0,361·106=2,002·106 Па;
На 3 скорости:
Рв = 0,0696·106+ 1,607·106 + 1,443·106=3,120·106 Па;
На 4 скорости:
Рв = 0,263·106+ 1,607·106 + 4,775·106=6,645·106 Па.
6. Рассчитываем мощностьнасоса:
N = Pв·Q/η, (13, стр.197) (2.5)
где η — К.П.Днасоса,
η = 0,65;
на 1 скорости:
N =1,704·106 Па·1,4/0,65= 3,67 кВт;
на 2 скорости:
N =1,704·106 Па·2,55/0,65= 6,68 кВт;
на 3 скорости:
N =1,704·106 Па·4,8/0,65= 12,58 кВт;
на 4 скорости:
N =1,704·106 Па·8,65/0,65= 22,68 кВт.
7. Использованиемаксимальной мощности:
К = /> (13, стр. 197) (2.6),
где максимальная мощностьнасоса Nmах = 130 кВт;
на 1 скорости:
К = 3,67·100/130 = 2,82%;
на 2 скорости:
К = 6,68·100/130 = 5,14%;
на 3 скорости:
К=12,58·100/130 = 9,68%;
на 4 скорости:
К = 22,68·100/130 =17,45%.
8. Скорость подъёмадистиллята в Н.К.Т.
v п =v в (13, стр.197) (2.7),
на 1 скорости v п =0,4 м/с
на 2 скорости v п =0,8 м/с
на 3 скорости v п =1,6 м/с
на 4 скорости v п =2,91м/с
где значения v ввыбраны по таблице Х.2 стр. 192 (1).
9. Продолжительностьподъёма дистиллята в НКТ с разрыхлением парафина и его выносом:
t =HHKT/ v п (13, стр.197) (2.8),
на 1 скорости:
t =1450/0,4 = 3625 сек. = 60,42 мин.;
на 2 скорости:
t =1450/0,8 = 1812,5 сек. = 30,21мин.;
на 3 скорости:
t =1450/1,6 = 902,25 сек. = 15,10мин.;
на 4 скорости:
t =1450/2,91 = 498,28 сек. = 8,30 мин.
В НГДУ «ЛН” применяетсядля промывки скважин нефтедистиллятной смесью комплекты из агрегата ЦА-320 набазе КрАЗ-257 и автоцистерны на базе КамАЗ — 5220 емкостью 8 м3.
Из гидравлическогорасчета промывки скважины видно, что оптимальный режим работы агрегата осуществляетсяна 3 скорости, т.к. при этом режиме происходит наилучшее вымывание парафина сНКТ и соблюдаются технические условия безопасности работы с горючим материалом- давление выкида насоса меньше или равно 7 МПа.
Из условий наименьшихгидравлических сопротивлений промывку желательно начинать на 1 скорости, производительностью1,4 л/с, с постепенным наращиванием расхода (т.е. переходом на 2-3 скорости)
Продолжительностьпромывки на 3 скорости (объём 8 м3) составит 15,10 минут. Приокончании промывки в обратной последовательности опускаемся до 1 скорости и заканчиваемпромывку.
Схема размещенияоборудования при промывке скважин нефтедистилятной смесью
Применение ингибиторовразличного типа
Наиболее эффективнымметодом борьбы с парафином является химический метод, который основан надобавке в поток жидкости при помощи агрегатов ЦА 320 М и АКПП -500, ДРС и ДРП-1, а также УДЭ и УДС, химических реагентов способных гидрофилизациистенок труб, увеличению числа центров кристаллизации парафина в потоке, повышениюдисперсности частиц парафина в нефти.
Такими растворителямимогут быть водо- и нефтерастворимые ПАВ.
Существует множествотипов отечественных и импортных ингибиторов для предотвращения и удаления отложенийпарафина. Большинство реагентов способствует так же предупреждению образованияили разрушению водонефтяных эмульсий. Наиболее эффективные реагенты СНПХ — 7202, 7204, 7400. На месторождениях АО «Татнефть” широко применяется ингибитордля предотвращения и удаления отложений парафина СНПХ-7215, который закачиваетсяв затрубное пространство скважины при помощи агрегатов УЭД и УДС.
Наибольшеераспространение на промыслах НГДУ “ЛН” получил ингибитор СНПХ-7212 М, который закачивается в затрубное пространство скважин при помощи устьевых дозаторов УЭД и УДСиз расчета 100-200 г/т нефти.
Ингибиторыпарафиноотложений можно дозировать в скважины при помощи глубинных дозаторовДСИ-107. Скважинный дозатор ДСИ-107, разработан ТатНИПИнефти, предназначен дляподачи водо-нерастворимых ингибиторов на приём штангового насоса. Дозаторможет, применятся в скважинах с обводненностью продукции не менее 10 % притемпературе рабочей среды от 283 до 373 К (10- 1000С). Плотностьприменяемого ингибитора должна быть ниже плотности воды не менее чем на 50 кг/м3,а кинематическая вязкость — не более 450 м2/с. Дозатор обеспечиваетнепрерывную подачу химреагента в пределах от 0,1 до 40 л/сут.
Эксплуатация дозаторасостоит в следующем: определяются необходимый объём химреагента, длина колонныНКТ для размещения ингибитора и диаметр втулки дозатора для установления режимаего работы. На скважину завозят расчетное количество ингибитора и НКТ. Изскважины извлекается насосное оборудование.
Спускается в скважинуколонна НКТ расчетной длины, нижний конец которой снабжен заглушкой и пробкой.
Определяется плотностьингибитора (денсиметром) и вязкость его (вискозиметром) при температуре средына глубине подвески дозатора в скважине, содержание воды в продукции скважиныпо данным предыдущей эксплуатации скважины.
При условии соответствияпараметров раствора ингибитора расчетным, химреагент заливается в колонну НКТ.
Помещается втулка вкамеру и заворачивается корпус в корпус. Присоединяют дозатор к колонне НКТ,предварительно ввернув трубку в нижний конец гидролинии, и устанавливают фильтрна нижнем конце нагнетательной гидролинии. Присоединяют насос к дозатору.
Спуск штангового насоса сдозатором в скважину производится в обычном порядке на необходимую глубину.
Подъём оборудования, и извлечениеего из скважины производится в порядке, обратном спуску. При этом для подъёматруб без жидкости необходимо слить их содержимое, сбив полую пробкусбрасыванием металлического лома в колонну НКТ после отсоединения от неедозатора.
Работу дозатора вскважине следует контролировать по изменению дебита скважины, величине нагрузкина головку балансира СК, химическими анализами устьевых проб добываемойжидкости.
Длину колонны НКТ длязаливки раствора ингибитора целесообразно подобрать с таким расчетом, чтобы повторнаязаправка химреагентом производилась при очередном текущем ремонте скважины.
В зимнее время на рядеудаленных скважин применяются обработки ингибитором парафиноотложения ТНПХ — 1Ав объеме 20-30 литров на скважину с периодичностью 1 раз в месяц.
2.3.5 Тепловыеметоды, применяемые в НГДУ «ЛН» для борьбы с отложениями АСПО
Если интенсивностьотложения парафина невелика, то при каждом подземном ремонте поднимают трубы наповерхность 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 расплавлениепарафина находящегося в НКТ и вынос его из скважины. Настоящая технологияпредусматривает соблюдение следующих требований:
— периодичность очистки иколичество ППУ корректируется старшим технологом промысла;
— очистка скважины отпарафина при работающем СГН, при остановленном из-за отложений парафина;
— закачка пара взатрубное пространство производится после предварительного прогрева манифольдадо температуры 100-150 0С;
— при очистке от парафиназаклиненных скважин полированный шток устанавливается в верхнее положение, аголовка 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 высокойэнергоемкости.
Экспериментальныеисследования и расчеты распределения температуры по стволу скважины припроведении горячей промывки при помощи АДП показывают, что при глубине спусканасоса, 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 иповышения эффективности горячих промывок насосного оборудования в компоновку колонныНКТ на глубине около 500 метров включают обратный клапан.
В существующих условияхпередвижные парогенераторные установки применяются редко и только в тех случаях,где использование других методов невозможно по технологическим причинам.
Расчет потерь теплотыпо стволу скважины при паротепловой обработке
Исходные данные: диаметрНКТ d = 0,062 м; суммарный коэффициент теплопередачи К = 666,2 кДж/м2Кч;средний коэффициент теплопроводности горных пород λ = 1,02 кДж/мКч; времяпрогрева t = 3 час.; потеря теплоты в породе в функции времени за времяпрогрева f(τ) = 3,78; температура рабочего агента (пара) наустье скважины То = 468 К; среднегодовая температура воздуха J0 = 275 К; глубина интервала закачкирабочего агента Н = 1300 м; геотермический градиент s = 0,0154 К/м;
Определим потери теплотыпо 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 теплотыза время прогрева:
Qc = Q·t; (13, стр.190) (2.10)
Qc = 400·3 = 1200 МДж = 1,2 ГДж;
Общее количество теплотыподведенное к скважине:
Q' = i·G (13, стр.190) (2.11)
Где i- энтальпия пара притемпературе 468 К и давлении 1,2 Мпа,
i = 2820 кДж/кГ; G-массовый расход закачиваемого пара, G = 4200 кГ;
Q' = 2820·4200 = 11844000кДж = 11,844 ГДж;
Определяем количествотеплоты дошедшей до забоя;
Q'' = Q' – Qc; (13стр. 190) (2.12)
Q'' = 11,844 – 1,2=10,644 ГДж;
Потери теплотысоставляют:
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 высокойэнергоемкости.
3.МЕХАНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
3.1Глубиннонасосное оборудование
Рассмотрим основные видыиспользуемого оборудования в ЦДН и Г № 1 НГДУ «ЛН” по механизированному фондускважин.
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-ТNМ-11-4
20-175-ТNМ-11-4
20-225-ТNМ-11-4
20-275-ТNМ-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
20-125RNAM -12
20-175RNAM -12
20-175RNбM -12
в % к фонду
1,7
54,6
0,18
5,09
0,18
5,09
0,18
34,2
Скважинные штанговыенасосы (СШН) представляют собой вертикальную конструкцию одинарного действия сшариковыми клапанами, неподвижным цилиндром и металлическим плунжером.Предназначены для откачки жидкости из нефтяных скважин, имеющих следующиепоказатели: температуру не более 403 К (103 0С), обводненность неболее 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 кколонне НКТ различают вставные (НСВ) и невставные (НСН) скважинные насосы.
Вставной насос в обратномвиде спускается внутрь НКТ на штангах. Крепление (посадка и уплотнение) НСВпроисходит на замковой опоре, которая предварительно спускается на НКТ. Насосизвлекается из скважины при подъёме только колонны штанг. Поэтому НСВцелесообразно применять при больших глубинах спуска.
Большое распространение вэксплуатационном фонде получили насосы НСВ2 с различными значениями дебитадобываемой продукции 29, 32, 38, 44, 56 м3/сут. Насос НСВ1 включаетв себя цилиндр, плунжер, замок, нагнетательный, всасывающий и противопесочныйклапан. В отличие от НСВ1 насос НСВ2 имеет замок в нижней части цилиндра. Насоссажается на замковую опору нижним концом. Максимальная глубина спуска насосовНСВ2 составляет 2500-3000 метров. В насосе НСН2 в отличие от НСН1 нагнетательныйклапан установлен на нижнем конце плунжера. Для извлечения всасывающего клапанабез подъёма НКТ используется ловитель (байнетный замок), который крепится кседлу нагнетательного клапана.
Штанги
Штанги предназначены дляпередачи возвратно- поступательных движений плунжеру насоса. Штанга представляетсобой стержень круглого сечения с утолщенными головками на концах. Выпускаютсяштанги 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-компрессорныетрубы
Насосно-компрессорныетрубы, применяемые для эксплуатации штанговыми насосами, изготавливаются всоответствии с ГОСТ 633-80. Они подразделяются на следующие виды:
— трубы гладкие
— остеклованные трубы
— трубы с оцинкованнымпокрытием
— трубы с полимернымпокрытием
Для эксплуатации скважинштанговыми насосами применяются следующие виды труб: из них 211 — 4%; остеклованные — 2,511 — 96 %; 2,511 — 78 %
Трубы всех типовисполнения, имеют длины:
1 группа — от 5,5 до 8,5 м
2 группа — свыше 8,5 до 10 м.
3.2Техника и оборудование применяемое для депарафинизации скважин в условиях НГДУ«ЛН»
Для депарафинизациискважин в НГДУ “ ЛН” применяют различное оборудование. Краткое их описание и техническиехарактеристики приведены ниже.
Наиболее часто применяютдля депарафинизации скважин метод промывки. При промывке микробиологическимраствором, нефтедистиллятной смесью, дистиллятом используются автоцистерны ипромывочные агрегаты.
Доставка промывочногораствора на скважину осуществляется в автоцистернах ЦР-7АП, АЦН-7,5-5334,АЦН-11-257, АЦ-15-5320/8350, АЦ-16П.
Таблица 9
Техническаяхарактеристика 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 скважинприменяются самоходные насосные агрегаты: цементировочный агрегат ЦА-320М, насосныеустановки УН1-100х200,
УН1Т-100х200. Все агрегатыимеют трубки высокого давления с цилиндрической резьбой для быстрой сборки иразборки нагнетательной линии.
Таблица 10
Техническаяхарактеристика 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
3.3Техника и оборудование при паротепловой обработке
При паротепловойобработке используются специальная техника и оборудование, парогенераторныеустановки: отечественная ППГУ-4/120М с максимальной производительностью пара 4т/ч и рабочим давлением 12 МПа, заграничные “Такума” и КSК.
Парогенераторнаяустановка предназначена для выработки пара. Котлоагрегаты установок могутработать на природном газе или жидком топливе. Для предупреждения образованиянакипи на поверхности нагрева сырую воду перед подачей в котел осветляют иобессоливают в специальных фильтрах.
Таблица 11
Техническаяхарактеристика 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
УстановкаППУА-1200/100
Предназначена длядепарафинизации скважин, промысловых и магистральных нефтепроводов,замороженных участков наземных коммуникаций в условиях умеренного климата.Можно использовать так же при монтаже и демонтаже буровых установок и припрочих работах для отогрева оборудования.
Включает в себяпарогенератор, водяную, топливную и воздушную системы, привод с трансмиссией,кузов, электрооборудование и вспомогательные узлы. Оборудование установкисмонтировано на раме, закрепленной на шасси автомобиля высокой проходимостиКрАЗ-255Б или КрАЗ-257, и накрыто металлической кабиной для предохранения отатмосферных осадков и пыли.
Привод основногооборудования осуществляется от тягового двигателя автомобиля, управлениеработой установки — из кабины водителя.
Таблица 12
Техническаяхарактеристика ППУА- 1200/100
Монтажная база
Максимальная температура 0С
Максимальное давление пара, МПа
Применяемое топливо
Максимальный расход топлива, кг/ч
Ресурс работы установки (по запасу воды на максимальной производительности) ч
Масса (с заправочными емкостями), кг
Шасси авт. КрАЗ 255Б или КрАЗ 257
310
10
Дизельное
83,2
3,5
19200 или 18380
Агрегаты АДПМ
Предназначены длядепарафинизации скважин горячей нефтью. Агрегат, смонтирован на шассиавтомобиля КрАЗ 255Б1А, включает в себя нагреватель нефти, нагнетательныйнасос, системы топливо и воздухоподачи к нагревателю, систему автоматики и КИП,технологические и вспомогательные трубопроводы.
Привод механизмовагрегата — от двигателя автомобиля, где размещены основные контрольно-измерительные приборы и элементы управления.
Таблица 13
Техническаяхарактеристика агрегатов АДПМ-12/150 и 2АДПМ-12/150
Подачи по нефти м3/ч
Максимальная температура нагрева
нефти 0С
безводной
Рабочее давление пара на выходе. МПа
Теплопроизводительность агрегата гДж
АДПМ-12/150
12
150
122
13
3,22
2АДПМ-12/150
12
150
122
13
3,22
Нефть, подвозимая вавтоцистернах, закачивается насосом агрегата и прокачивается под давлениемчерез нагреватель нефти, в котором она нагревается до необходимой температуры.Горячая нефть подается в скважину, где расплавляет отложения парафина и выноситих в промысловую систему сбора нефти
3.4 Подборосновного глубинно-насосного оборудования по скважине
Исходные данные:
Lп = 1200 м Ру = 1,6 МПа
Рпл = 16,8 МПа Gо = 8,4 м3/ т
Рзаб = 13,5 МПа ρв= 1170 кг/ м3 ρн = 875 кг/ м3
в = 1,027
Д = 146 мм Насос –225-ТНМ
К = 20,6 т/ сут·МПа Станок-качалка– СКД-6-2,5-2800
п = % Число качаний n = 5
dнкт = 73 мм = 2,5 Длина хода L = 2,5 м
Q = 19,0 м3/сут.
Определяем планируемыйотбор жидкости по уравнению притока при
п = 1:
Q = К·(Рпл – Рзаб)п,т/ сут, (5, стр. 130) (3.1)
где: К – коэффициентпродуктивности, т/сут;
Рпл –пластовое давление, МПа;
Рзаб –забойное давление, МПа;
п. – показательфильтрации при линейной зависимости Q = Р; п =1.
Q = 20,6·(16,8 – 13,5) =68 т/ сут.
глубина спуска насоса Lп = 1200 м.
Плотность смеси при пв= 53%:
рсм = />, кг/ м3 (5,стр. 130)(3.2)
где: ρн –плотность нефти кг/ м3,
ρг –плотность газа, кг/ м3
ρв –плотность воды, кг/ м3
nв – содержание воды в продукции скважины, %
в – объемный коэффициентсмеси.
ρсм = />=1018 кг/ м3
Необходимая теоретическаяпроизводительность установки при коэффициенте подачи η = 0,6 – 0,8:
Qоб =/>, м3/сут, (13, стр.195) (3.3)
где Qоб –планируемый отбор, т/ сут.
Qоб = />=/>= 45 м3/ сут.
4. По диаграмме областиприменения СКД6 и СКД8 определяем тип СК.
Lп = 900 м, Qоб = 45 м3/сут, dнасоса= 57 мм. По глубине спуска насоса и дебиту выбираем тип станка-качалки и диаметр насоса: СКД6-2,5-2800– станок-качалка нормального ряда дезаксиальный, максимальная длина ходаустьевого штока – 25 дм, номинальный крутящий момент на валу редуктора – 28кН·м. Максимальное число качаний п = 14 в минуту.
5. Выбираем тип насоса:
НСН-1 – до 1200 м,
НСН-2 – от 1200 до 1500 м,
НСВ-1 – от 1500 до 2500 м,
НСВ-2 – свыше 2500 м.
Выбираем НСН-1, которыйспускается на глубину до 1200 м, поскольку Lп = 900 м.
6. Выбираемнасосно-компрессорные трубы по диаметру насоса dн = 57 мм, выбираем dнкт = 73 мм.
7. По рекомендациямтаблиц выбираем конструкцию штанг исходя из данных:
dн = 57 мм, Lп = 900 м. Конструкция колонны штанг одноступенчатая: диаметр штанг dш = 19 мм. Максимальная глубина спуска насоса при даннойконструкции колонны Lп = 920 м, штанги изготовлены из стали 20НМ, нормализованной при [σпр] = 90 МПа.
8. Число качаний балансирастанка-качалки:
n =/>, кач/мин, (13. стр. 195) (3.4)
где Q – заданнаяфактическая производительность установки, т/ сут;
Fпл – площадь поперечного сеченияплунжера;
S – длина хода полированного штока, м;
η = 0,8 – КПДстанка-качалки;
1440 – число минут всутках, 24·60 = 1440 мин;
ρсм –плотность смеси.
n = /> =/>= 4,855 » 5 кач/ мин.
9. Площадь поперечногосечения плунжера:
Fпл = /> , м2, (13. стр. 111) (3.5)
где dп – диаметр насоса, dп = 57 мм.
Fпл = />= 0,00255 м2
10. Определяемнеобходимую мощность и выбираем тип электродвигателя для привода СК:
N = />,(13, стр. 133)(3.6)
где ηн =0,9 – КПД насоса;
ηск =0,82 – КПД станка-качалки;
η = 0,7 –коэффициент подачи насосной установки;
К = 1,2 – коэффициентстепени уравновешенности станка-качалки;
Н – динамический уровень;
ρсм –плотность смеси, кг/ м3;
n – число качаний в минуту;
Sшт – длина хода полированного штока, м;
Dпл – диаметр плунжера насоса
N =/>=33,88 кВт
11. По полученноймощности двигателя N = 33,88 кВтподбираем тип двигателя по справочнику АОП2 – 82 – 6. Параметры двигателя:номинальная мощность
Рн = 40 кВт;частота вращения вала 980 об/ мин; КПД – 91,5 %; cos j = 0,89;
Мпуск / Мном= 1,8; Ммакс / Мn= 2,2; Iпуск / In = 7,5. (13, стр.255)
3.5Определение экстремальных нагрузок, действующих на головку балансира
1. Вычисляем критерийКоши:
j = />, (13, стр.117) (3.7)
где n – число качаний балансира в минуту;
L – глубина спуска насоса, м;
а – скорость звука вколонне штанг, м/с – для одноступенчатой колонны, а = 4600 м/с;
j = />=/>= 0,102
2. Максимальная нагрузка,действующая на головку балансира:
Ртах = Рж+ Рш*/>, (13, стр. 117) (3.8)
где Рж – весстолба жидкости над плунжером;
Ршт – весколонны штанг;
в – коэффициент потеривеса штанг в жидкости;
S – длина хода полированного штока, м;
n – число качанийбалансира в минуту;
/> — коэффициент, учитывающийвибрацию штанг;
3. Коэффициент потеривеса штанг в жидкости:
в = />, (13, стр. 115) (3.9)
где ρшт =7850 кг/ м3 – плотность штанг;
ρж = 875кг/м3 – плотность нефти;
в = />= 0,89
4. Коэффициент,учитывающий вибрацию штанг:
j = />= 5,850(5, стр. 193) (3.10)
tgj = 5,850= 0,1025;
5. Вес колонны штанг вжидкости:
Ршт = qср*L (13, стр.115 ) (3.11)
qср = q*g, (13, стр. 115) (3.12)
где q = 2,35 кг – масса 1 м штанг d = 19 мм;
g = ускорение свободного падения;
qср = 2,35*9,81 = 23,05
Ршт =23,05*900 = 20745 Н
6. Вес жидкости втрубах:
Рж = Fпл*L*ρсм* g, (13, стр. 115) (3.13)
где Fпл – площадь сечения плунжера;
Рж = />*900*1018*9,81= 22923,4 Н
Ртах = />= 42114 Н » 42кН
7. Минимальная нагрузкана головку балансира:
Ртiп = Ршт*/>(5, стр.193) (3.14)
Рmin = 20745*/>= 17923.6 Н » 17 кН
Определяем максимальноенапряжение цикла:
sтах = />, МПа, (13, стр. 123) (3.15)
где fшт – плошадь поперечного сечения штанг dшт = 19 мм
ѓшт = />, м2,
ѓшт = /> = 2,8*10-4 м2
sтах = />= 150,4 МПа
Минимальное напряжениецикла:
sтin =/>МПа; (13, стр. 123) (3.16)
sтin = />= 64 МПа
10. Амплитудноенапряжение цикла:
sа = /> МПа, (13, стр. 123) (3.17)
sа = />= 43,2 МПа
11. Среднее напряжениецикла:
sср = />, МПа (13, стр.122) (3.18)
sср = />= 107,2 МПа
12. Приведенноенапряжение цикла:
sпр= />, МПа (13, стр. 123) (3.19)
sпр= /> = 80,6 МПа
Полученное значениеприведенного напряжения удовлетворяет требованиям используемой колонны штангдиаметром d= 19 мм с приведенным напряжением sпр= 90 МПа, из условия sпр£[sпр].
3.6 Расчетна прочность стеклопластиковых штанг
С целью определениянагрузок, возникающих в точке подвеса штанг, произведём расчет на прочностькомбинированной колонны из стальных и стеклопластиковых штанг. Расчет будемвести согласно “Методики расчета колонны штанг из композиционного материала дляШСНУ”, разработанной ВНИИнефтемаш 24.07.1994.
Исходные данные длярасчета:
Номер скважины № 1696
Глубина подвески насоса Ннас= 1200м
Длина хода сальниковогоштока S = 0,9 м
Число качаний балансира п= 5мин-1
Средняя масса 1м колонныСПНШ тспнш = 1,05 кг
Средняя масса 1м колонныстальных штанг тст = 2,35 кг
Диаметр плунжера Дпл= 32 мм
Диаметр штанг dшт = 19 мм
Внутренний диаметр НКТДвн = 62 мм
Плотность жидкости r ж = 1090 кг/м3
1. Для вычислениямаксимальной нагрузки в точке подвеса штанг Ртах воспользуемсяформулой Слоннеджера
Ртах=(Ршт+ Рж )*(1 + S *п/137), Н (5, стр. 193) (3.20)
где: Ршт — весколонны штанг, Н
Рж — весстолба жидкости, Н
S- длина хода сальникового штока, м
п — число ходов, мин-1
2. Вычислим вес колонныштанг Ршт
Ршт=Ннас*g*(тспнш*? +? *тст)= 1200 * 9,81 * (1,05*0,5 + 0,5 *2,35) = 20012,4 Н
3. Найдем вес столбажидкости Рж
Рж=Fпл*Ннас*r ж *g (13, стр.121) (3.21)
где: Fпл= p/4*Дпл2=p/4*(32*10-3)2=8,01*10-4 м2
Рж=8,01*10-4*1200*1090*9,81=10314,5 Н
Вычислим Ртах;
Ртах=(20012,4+ 10314,5)*(1 + 0,9 *5/137)=31323 Н
4. Минимальное усилие вточке подвеса штанг при ходе вниз
Рт1п=Ршт1(1 -S *п/137), Н (5, стр. 193) (3.22)
где: Ршт1-вес колонны штанг в жидкости
Ршт1=Ннас*g* (?*g1спнш+? *g1ст) (13, стр.127) (3.23)
здесь: g1спнш — вес 1м СПНШ в жидкости
g1ст — вес 1м стальных штанг в жидкости
Ршт1=1200*9,81*(?*0,71+? *2,09)=16480,8 Н
Рт1п=16480,8*(1-0,9*5/137)=15939,5 Н
5. Для определениянапряжений, действующих в точке подвеса штанг, воспользуемся следующимиформулами:
fшт=p/4*dшт2=0,785*(19*10-3)2= 2,84*10-4 м2 (5,стр. 195) (3.24)
sтах= Ртах/ fшт = 31323/2,44*10-4=110,3мПа (5, стр. 195) (3.25)
sт1п= Рт1п/ fшт = 15939,5/2,84*10-4=56,1мПа (5, стр. 195) 3.26)
sа=(sтах -sт1п)/2= (110,3-56,1)/2=27,1 мПа (5, стр.195) (3.27)
sпр=/>= />= 54,7 Мпа (5, стр. 195) (3.28)
Как видно из вычислений,приведенное напряжение, действующее в точке подвеса штанг равно 54,7 МПа.
Так как по предельнодопустимым приведенным напряжениям для стеклопластика у нас нет значений, то воспользуемсяминимальным значением предельно допускаемых приведенных напряжений для сталимарки 40. В пользу стеклопластиковых штанг говорит также, что разрушающеенапряжение при растяжении у них больше, чем у стальных: 760 МПа устеклопластика и 610 МПа у стали.
[sпр]=70мПа- приведенное напряжение длястали
Полученное sпр=54,7 мПа свидетельствует о возможностииспользовать в качестве материала для штанг стеклопластик.
Для приведенияэксперимента было подобранно 9 скважин. Для определения эффективностииспользования стеклопластиковых штанг скважины были оборудованы счетчикамиактивной и реактивной электрической мощности.
Ниже в таблице № 14приведены результаты расчетов.
Таблица № 14
Результаты анализа работыСПНШ
Нагрузка на головку балансира кН
1696
9288А
15470
12428а
26769
26504
16942
24356
26480
Стеклопластик
Стек+сталь
Сталь
Потр. мощн с учетом веса штанг, кВт
Стеклопластик
Стек+сталь
Сталь
Умень. веса %
Умень. потребляемой мощности
21,4
31,3
38,5
18,3
23,2
33
20,5
28,1
35,9
17,1
20,6
24,2
22
19
10,6
12,7
18,5
2,9
3,3
4,5
31
26
21,6
29,2
37,8
18,2
22,4
32,9
22,7
31,4
17,5
24,1
30,6
12,6
17,6
24,6
21
28
12,6
17,1
27,9
5,6
7
10,5
38
32
17,1
22,1
29,9
10,3
11,8
14,3
26,1
17,5
22,5
33,3
39,4
18,5
24,6
33,1
15,4
27
11,9
15,7
26,5
3,9
4.8
7,3
40
34
Сравнивая результатыможно сделать вывод, что нагрузка на головку балансира станка-качалкиуменьшилась в среднем на 20-25 % при условии комплектации колонны штанг изстеклопластика и стали.
4. СПЕЦИАЛЬНАЯЧАСТЬ
4.1 Выбороборудования для подачи реагента (ингибитора)
Существуютдва основных способа подачи реагента в обрабатываемую систему: непрерывное(периодическое) дозирование и разовая обработка.
Наиболееэффективным способом является непрерывное дозирование, обеспечивающеепостоянный контакт реагента с обрабатываемой системой и частичнопредупреждающее образование АСПО. Однако этот способ требует обвязки специальногооборудования на устье каждой скважины (насос – дозатор, емкость для реагента,поршневой насос для смешения, манифольд и др.).
Реагент взатрубное пространство постоянно подается устьевыми дозаторами УДЭ и УДC конструкции НПОСоюзнефтепромхим и СКТБ ВПО Союзнефтемашремонт.
УДЭ и УДC можно применять такжедля борьбы с солеотложением, коррозией оборудования нефтяных скважин ивнутрискважинной деэмульсации нефти.
Электронасоснаядозировочная установка УДЭ в зависимости от дозировочного насоса имеет четыре типоразмера:УДЭ 0,4/6,3; УДЭ 1/6,3; УДЭ 1,6/6,3; УДЭ 1,9/6,3. Установки комплектуютсяспециальными дозировочными насосами: НД 0,4/6,3 К14В; НД 1/6,3 К14В; НД 1,6/6,3К14В; НД 1,9/6,3 К14В. Они обеспечивают максимальные подачи реагента 0,4; 1;1,6 и 1,9 л/ч при максимальном давлении нагнетания 6,3 МПа. Потребляемаямощность насоса 0,5 кВт, масса 32 кг.
Установкаимеет бак на 450 л; габаритные размеры установки 1230х690х1530 мм, масса 220 кг, рабочая температура 223 – 318 К.
Принципработы УДЭ заключается в следующем. Реагент из бака 5 через фильтр 6 повсасывающему трубопроводу 11 поступает в плунжерный насос – дозатор 13 и понагнетательному трубопроводу 14 подается в затрубное пространство скважины.Подача регулируется изменением длины хода плунжера.
Наибольшеечисло установок эксплуатируется в ПО «Татнефть». Дозировочные установкиизготавливаются Лениногорским заводом «Нефтеавтоматика», а дозировочные насосы– Свесским насосным заводом.
/>
Рис. 4Дозировочная установка УДЭ. 1- дозировочный блок, 2 – электроконтактныйманометр, 3- указатель уровня, 4- заливная горловина, 5 – бак, 6 – фильтр, 7 –рама, 8 – сливной вентиль, 9, 10, 15 – вентили, 11 — всасывающий трубопровод,12 – обратный клапан, 13 – электронасосный агрегат, 14 – нагнетательныйтрубопровод, 16 – кожух.
Комплектная дозировочнаяустановка УДС с приводом от станка- качалки располагается на СК. Её нагнетательныйтрубопровод присоединяется к затрубному пространству скважины, а рычагдозировочного насоса посредством гибкой тяги к балансиру СК. Подачаустанавливается регулятором длины хода плунжера насоса и изменением месткрепления тяги к рычагу насоса и к балансиру СК. Подача дозировочного насосасоставляет 0,04-0.63 л/с; давление нагнетания 6,3 МПа; вместимость бака 250 л,габаритные размеры 1500 х 730 х 735 мм, масса 145 кг.
По сравнению с другимидозировочными установками УДС-1 обеспечивает большую точность регулирования подачи,имеет более простую конструкцию, она безопасна (снабжена предохранительнымустройством и не питается электрическим током) и удобна в эксплуатации.
/>
Рис. 5 Дозировочнаяустановка УДС. 1 – указатель уровня, 2 – горловина, 3 – бак, 4 – манометр, 5 –предохранительный клапан, 6 – вентиль, 7 – кожух, 8 – насос дозировочный, 9 –обратный клапан, 10 –трехходовой клапан, 11 – фильтр, 2 – рама.
Периодическоедозирование может осуществляться при использовании перечисленного вышеоборудования или с помощью специального устройства для ввода реагента поддавлением, первый случай имеет те же недостатки что и непрерывное дозирование.Во втором случае затрубное пространство перекрывают задвижкой 3, открываютвентиль 6 для сброса газа из емкости 4, снимают заглушку 5, закрывают вентиль6, заливают реагент в емкость 4, закрепляют заглушку и открывают задвижку 3;регент поступает в затрубное пространство.
/>
Рис. 6Принципиальная схема устройства ввода реагента в затрубное пространство подавлением: 1 – устьевая арматура, 2 – выкидная задвижка,
– задвижказатрубного пространства, 4 – резервуар для реагента, 5 – заглушка, 6 – вентиль.
При этомспособе подачи реагента обслуживание упрощается, но снижается эффективностьдействия реагента.
4.2Конструктивный расчет элементов устройства для ввода реагента в затрубноепространство под давлением
4.2.1 Расчеткорпуса резервуара для реагента
Определим габаритныеразмеры корпуса резервуара:
При внутреннем диаметрекорпуса резервуара D = 300 мм = 0,3 м,
и расходе реагента Q = 50 л = 0,05 м3,
высота резервуара будетравна Н = Q/(p D2/4) = 0,05/(3,14×0,32/4) = 0,71 м, принимаем Н = 0,75 м.
Корпус резервуараработает в условиях статических нагрузок под внутренним избыточным давлением.Расчет на прочность и устойчивость проводится по ГОСТ14249-89.
Толщину стенок определяемпо формулам:
SR =P×D/{2×[s]×j-P}; S ³ SR+C (12, стр.8) (4.1)
Допускаемое внутреннееизбыточное давление:
[R] = 2×[s]×j×(S-C)/[D+(S-C)]; (12, стр. 8) (4.2)
где Р – давление вкорпусе резервуара, Р = 6,3 МПа; SR- расчетное значение толщины стенки, мм; D – внутренний диаметр резервуара, D =300 мм; [s] — допускаемое напряжение (зависит отмарки стали и рабочей температуры),
[s] = 230 МПа. Марку стали выбираем взависимости от свойств перерабатываемой среды и коррозионной стойкостиматериала корпуса, используем сталь марки 35 ХМ, допускаемые напряжения длявыбранной стали при рабочей температуре t = 20 °C [s] = 230 МПа (таблица 3.1, стр. 48.ГОСТ 14249-89).
Для стыковых и тавровыхдвусторонних швов, выполняемых автоматической сваркой, коэффициент прочностисварочного шва j=1.
Прибавка на коррозию Сопределяется по формуле:
С = V×T, (12, стр. 8) (4.3)
где V – скорость коррозии (обычнопринимают 0,1…0,2 мм /год), принимаем
V = 0,2 мм/год; Т – срок службыкорпуса, принимаем Т = 12 лет.
С = 0,2×12 = 2,4 мм
SR= 6,3×300/{2×230×1-6,3}= 4,2 мм ;
S ³ 4,2 +2,4 = 6,6 мм, принимаем S = 8 мм.
Полученное значениетолщины стенки проверим на прочность по величине допускаемого внутреннегоизбыточного давления:
[R] = 2×230×1×(8-2,4)/[300+(8-2,4)] = 8,43 МПа.
6,3 МПа £ 8,43 МПА, Р£ [R], давление в корпусе резервуара при принятой толщине стенокне превышает допускаемое внутреннее избыточное давление, т. е. прочность стеноккорпуса резервуара обеспечена..
4.2.2 Расчеттолщины стенки крышки резервуара
Толщину стенкиэлептической крышки нагруженной внутренним давлением определяем по формуле:
SR =P×D/{2×[s]×j-0,5×P}; S ³ SR+C (12,стр.10) (4.4)
SR= 6,3×300/{2×230×1-0,5×6,3} = 4,14 мм
S ³ 4,14+2,4 = 6,54 мм, принимаем S = 8 мм.
Полученное значениетолщины стенки проверим на прочность по величине допускаемого внутреннегоизбыточного давления по формуле:
[R] = 2×[s]×(S-C)/[D+(S-C)]; (12, стр. 10) (4.5)
[R] = 2×230×(8-2,4)/[300+(8-2,4)] =8,43 МПа ;
6,3 МПа £ 8,43 МПА, Р£ [R], давление на крышку резервуара при принятой толщине стеноккрышки не превышает допускаемое внутреннее избыточное давление, т. е. прочностьстенок крышки резервуара обеспечена.
4.2.3Расчет толщины стенки конического днища
Толщину стенкиконического днища с углом при вершине a£140°, нагруженного внутренним давлением рассчитываем по формулам:
Определяем толщину стенкицилиндрической части днища:
SR1 = P×D×g/{4×[s]×j}; (12, стр.10) (4.6)
Где g- коэффициент формы днища, при a1£60° и отношении Ra/D =0,1 (внутреннего радиуса отбортовкик диаметру днища) g=3,2, таблица 4.4 стр.49 ГОСТ14249-89.
SR1= 6,3×300×3,2/{4×230×1}= 6,6 мм;
Определяем толщину стенкиконической части днища:
SR2 = P× DР /(2×[s]×j-Р)×1/cosa1; (12,стр.10) (4,7)
Где DР = D-2[Ra(1-cosa1)+(ÖD×SR 1 / cosa1)×sina1] (12, стр.10) (4.8)
DР = 300-2[30(1-0,5)+(Ö300×6,6 / 0,5)×0,8666] = 215,5 мм
SR2 = 6,3×215,5/(2×230×1-6,3)×1/0,5 = 6 мм;
Из двух значенийполученных по формулам (4,6), (4,7), выбираем наибольшее SR= 6,6 мм.
Определяем исполнительнуютолщину стенки
S = Smax+C = 6,6 +2,4 = 9 мм.
4.2.4Расчет фланцевых соединений
Фланцевые соединенияустанавливаем в местах крепления трубной арматуры с резервуаром для реагента.Соединение состоит из двух фланцев, болтов, гаек, шайб и прокладки, которуюразмещают между уплотнительными поверхностями. Фланцевые соединениястандартизованы для труб и трубной арматуры. Размеры фланцевого соединенияподбираем в зависимости от диаметра трубы. При dn= 80 мм, принимаем болты М20, тогда наружный диаметр фланца будет соответственно равен Dn= dn+4,8×(dб+2) = 80+4,8(20+2) = 186 мм.
Для уплотнения вофланцах, учитывая агрессивность среды реагента и рабочую температуру, применяемпрокладку из паронита, толщиной 2 мм, (материал прокладки: паронит по ГОСТ481-71). Размеры прокладки выбираются в соответствии с размерами фланца. Фланцыи прокладки подобранные по стандартам в расчете не нуждаются.
При конструированиифланцевого соединения выполняется проверочный расчет болтов в соответствии сОСТ26-373-82.
1. Определим нагрузку,действующую на фланцевое соединение от внутреннего давления Рп = 6,3МПа:
QD = 0,785× Dcp2 ×Pп = 0,785×133×6,3 = 657,8 Н, (12, стр.13) (4.9)
Dcp = 0,5(Dn+ dn) = 0,5(186+80) = 133 мм средний диаметр прокладки.
2. Рассчитываем реакциюпрокладки:
Rn = 2×p× Dcp×bo×m×Pn (12, стр. 13) (4.10)
где bo – эффективная ширина прокладки, bo= 0,6×Öbп = 0,6×Ö53 = 4,4 мм при ширине прокладки bп= 0,5(Dn — dn) = 0,5(186-80) = 53 мм > 15 мм, m = 2,5 для прокладки из паронита
Rn = 2×3,14× 133×4,4×2,5×6,3 =57882 Н
Определяем болтовуюнагрузку при сборке Рб1. Это значение выбираем наибольшим из трех:
Рб1 = p× Dcp×bo×q (12, стр. 13) (4.11)
где q = 20 МПа для прокладки из паронита
Рб1 = 3,14×133×4,4×20 =36750 Н
Рб1 = 0,4[sб]20×nб×fб (12, стр. 13) (4.12)
где [sб]20 = 130 Мпа, допускаемое напряжениедля материала болта при 20 °С; nб = 4, количество болтов;
fб = p×dб2/4=3,14×202/4 = 314 мм, площадь поперечного сечения болта.
Рб1 = 0,4×130×4×314 = 65312 Н
Рб1 = 1,2×QD+Rn (12, стр. 13) (4.13)
Рб1 = 1,2×657,8+57882 = 58671 Н,
т.о. окончательнопринимаем наибольшее значение Рб1 = 65312 Н.
4. Проверим прочностьболтов при монтаже по условию:
sF = Рб1/( nб×fб) £ [sб]20 = 130 МПа (12, стр. 13) (4.14)
sF = 65312/(4 ×314) = 52 МПа £ [sб]20 = 130Мпа, прочность болтов при монтаже соблюдается.
5. Проверим прочностьболтов в период эксплуатации:
sF = Рб2/( nб×fб) £ [sб]¢ = 130 МПа (12, стр. 13) (4.15)
где [sб]¢ = 130 МПа, допускаемое напряжениедля материала болта при рабочей температуре;
Рб2 – болтоваянагрузка в рабочих условиях,
Рб2 »1,3 Рбmax = 1,3×65312 = 84906 Н.
sF = Рб2/( nб×fб) =84906/(4×314) =67,6 МПа £ [sб]¢ = 130 МПа.
Условие прочности болтовв период эксплуатации выполняется.
5.ЭКОЛОГИЧЕСКАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ
5.1Мероприятия по охране окружающей среды и недр в условиях НГДУ “ЛН”
Республика Татарстанхарактеризуется высоким промышленным потенциалом, богатыми природнымиресурсами; нефтяные месторождения Татарстана расположены на территории 21административного района республики и 3 районов соседних республик и областей собщей площадью более 30 тысяч кв.км.
В 1997 году дляпредприятий Татарстана было отчуждено более 34 тыс. га. В последние годы вТатарстане увеличивается доля сернистых нефтей, газов и сероводородсодержащихпластовых вод, что усложняет экологическую обстановку. Разработка залежейвязкой нефти и битума с применением большой гаммы химических реагентов итепловых методов тоже значительно усугубляют ситуацию. Приведенные данныепоказывают, на сколько высока ответственность нефтяников в деле охраны природы.
Разработаны методическиеосновы оценки технологической нагрузки, проведено ранжирование территории по антропогенномувоздействию на природу. В основу экологических программ были заложенырезультаты систематических исследований. В них обоснована и сформулирована постановказадачи, состоящей из следующих концепций:
свести до минимумавредное воздействие сопутствующих нефтедобыче процессов нарушения экологии;
добиться управляемостипроизводственных процессов, чреватых экологически негативными последствиями;проводить регенерационные мероприятия, и, по максимуму, восстановить
среду нашего обитания дотого состояния, которое было характерно для начала разработки нефтяныхместорождений.
На территории НГДУ«ЛН» находится много населенных пунктов: города, деревни, рабочиепоселки. Вокруг населенных пунктов устанавливаются санитарно-защитные зоны.
Многие из промысловыхсооружений расположены в санитарно-защитных зонах населенных пунктов, родникови ручьев. Эти объекты являются потенциальными загрязнителями атмосферы, почв,грунтовых и подземных пресных вод при возможных авариях и разгерметизации. Прибурении, добыче, сборе и транспортировке нефти имеет место загрязнение почв игрунтов. Основные площади замазученных земель располагаются обычно вдольводопроводов, часто вдоль ряда скважин.
Все отходы предприятий подобыче нефти оказывают отрицательные воздействия на объекты окружающей среды ипредставляют угрозу здоровью населения, проживающего в нефтедобывающих районах.Поэтому на промысловых объектах необходимо более эффективно осуществлятьтехнологические, санитарно-технические и организационные мероприятия поконтролю за состоянием окружающей среды. Все эти мероприятия позволяют снаименьшим вредом для окружающей среды добывать и транспортировать нефть,быстро и без осложнений устранять причины и последствия загрязнения. В НГДУ«ЛН» осуществляются работы, направленные на улучшение экологическойобстановки на территории деятельности предприятия.
5.2 Охранаатмосферного воздуха
За последние 5 летвыбросы в атмосферу загрязняющих веществ сократились с 22000 тонн до 4500 тоннв год. Это было достигнуто благодаря проводимой определенной работой в этомнаправлении в НГДУ.
Была проведенареконструкция канализационного хозяйства, на ЛОС и ГТП было ликвидировано 12накопителей. Пущена в работу установка улавливания легких фракций УЛФ, чтопозволяет ежемесячно улавливать 500-550 тонн нефти.
Подготовка сточной водыпереведена на УКНП на герметизированную систему.
Топливно-энергетическийкомплекс является основным загрязнителем атмосферного воздуха, на долю которогоприходится 87% или 66 000 тонн вредных веществ в год.
По сравнению с 1999 годомваловые выбросы снизились на 21,3%
Таблица 15
Количество источников иобъемы выбросов, поступающих в атмосферу от промышленных предприятий.
Промыш-
ленные комплексы Кол-во источников выбросов вредных веществ Условно обезврежено вредных веществ Обьем выбросов, тыс м/год. Доля выбросов %от общего 1999 2000 2001 1999 2000 2001 1999 2000 2001 Топливный 4301 4653 5200 29,8 25,5 21,0 97,8 92,4 66,0 87
Теплоэнерге-
ческий - 67 66 - - - - 1,3 2,4 3,2
Машиностро-
ительный 427 354 200 0,2 0,5 0,3 0,2 0,5 0,1 0,7 Строительный 207 309 250 5,8 4,6 3,1 3,8 2,5 2,3 3,0 Прочие - - 120 - 1,3 0,6 - 1,3 4,6 6,1 Всего по ремонту 7191 6270 5716 36,7 29,6 25,0 118,4 101,5 74,4 100
Сокращение выбросовдостигнуто за счет уменьшения количества источников выбросов и ввода установок уловалегких фракций углеводородов в НГДУ ЛН.
С целью уменьшениявоздействия автотранспорта на окружающую среду необходимо:
— осуществить выноскрупных автотранспортных предприятий за черту города;
— наладить производствонеэтилированного бензина;
применять нейтрализаторыдля выхлопных газов и присадки к моторному топливу;
активизировать переводавтомашин на газовое топливо.
5.3Охрана вод
Систематическиенаблюдения за состоянием поверхностных водоемов в нефтедобывающих районахюго-западной республики Татарстан были начаты ТатНИПИнефть в 1969 году.Осуществляются силами химико-аналитических лабораторий УПТЖ и НГДУ. С1991 годак этой работе были привлечены ТГРУ и КГУ. Под наблюдением находятся все реки ималые речки Лениногорского района. В пробах речной воды ежемесячно (НГДУ) иежеквартально (УПТЖ) определяют содержание нефти (плавающей и эмульгированной),хлоридов, сульфатов, а так же рН, жесткость, общую минерализацию, потребность вкислороде БПК5, тип и концентрацию ПАВ, нитраты и другие.
В настоящее время натерритории нефтепромыслов под наблюдением лаборатории охраны природы находятся14 речек (ежедневно) и 69 родников (ежеквартально).
Благодаря проведенным вочагах загрязнения подземных вод комплексным эколого-гидрологическим исследованиям,источники загрязнения подземных вод в основном известны.
Разработаны мероприятия иметоды предотвращения этих загрязнений.
5.4 Охраназемель
В результате упорядоченияи более продуманного размещения сооружений, применение кустового и горизонтальногобурения скважин значительно сократится отвод земель под нефтяные объекты. Так вначале 90-х годов под сооружениями и коммуникациями АО «Татнефть» находилось более55 тыс. га, а в настоящее время –34 тыс. га, хотя фонд пробуренных скважин заэтот период возрос в 1,3 раза.
Наряду с сокращениемотвода земель за счет применения новых технологий бурения и разработкиместорождений, нефтяникам уделяется большое внимание сохранения плодородияпочв. В среднем сегодня возвращается прежним пользователям на 1500 га сельхоз. угодий АО «Татнефть».
Длительное время, нередкодесятилетиями, хранились в открытых амбарах т.н. нефтешламы, оставшиеся в наследствоот прошлого. Для утилизация создано совместное предприятие. Более полумиллионатонн нефтешламов уже переработаны по технологии, разработанной учеными«ТатНИПИнефть», предприятием «Татойлгаз» совместно с Германией. Эта работапродолжается, а для предотвращения дальнейшего накопления шламов, загрязняющихприродную среду, разработана технология без амбарного бурения с использованиемпередвижных буровых установок.
Из года в год в НГДУ «ЛН»уменьшаются площади нарушенных земель.
Это достигнуто за счетуменьшения аварийности на трубопроводах, а так же большой положительный эффектоказала остановка бригад ПРС, КРС и строительных организаций на период весеннейраспутицы. Кроме того, большая часть бригад ПРС в НГДУ «ЛН» переведены наколесный ход, что резко позволило уменьшить порчу земель.
Продолжаются работы поохране недр и окружающей среды:
а) Исследование инаращивание цемента за кондуктором;
б) Исследование игерметизация колонн;
в) Физическая ликвидацияскважин в санитарно-защитных зонах населенных пунктов рек и ручьев, а так же взонах питания родников.
5.5 Охранатруда и техника безопасности при удалении АСПО
При эксплуатации скважиндля удаления АСПО применяется паропередвижная установка, при её работе должнывыполняться следующие правила безопасности:
— паропередвижнаяустановка (ППУ) на скважине устанавливается от устья на расстоянии не менее 25 метров с наветренной стороны так чтобы обеспечивался обзор для машиниста ППУ;
— обвязка выполняетсябесшовными стальными трубами, испытанными на пробное давление Рпр=1,5Рраб;
— при пропариванииарматуры скважин, оборудования и трубопроводов, в которых ожидается повышениедавления необходимо установить обратный клапан (непосредственно у установки илина любом стыке магистральных труб);
— на арматуре скважины,подвергаемой пропарке, необходимо предусматривать специальный патрубок свентилем или задвижкой для подсоединения паропроводов от ППУ;
— при пропарке арматурыскважины, оборудования и трубопроводов надо знать максимальное рабочеедавление, допускаемое для данного типа арматуры и не превышать его;
— для подачи пара внасосно — компрессорные трубы, уложенные на мостках, паропровод должен бытьоборудован специальным наконечником, который должен соединятся к трубе нарезьбе или накидным приспособлением на муфту.
Концы труб должны бытьуложены со стороны устья в одной плоскости;
— пропарку сиспользованием шланга с наконечником, закреплённым на деревянном держаке,производить только наружных поверхностей труб, шланг и другого технологическогооборудования;
— подача пара впропарочные трубы должна быть постепенной до выхода пара из противоположногоконца трубы, во избежание появления пробок;
— пуск пара производитьтолько по сигналу с места присоединения паропроводов и после удаления людей набезопасное расстояние;
— пропарка штанг отзамазученности и парафина производится с помощью шланга с наконечником, которыезакреплены на деревянном держаке длинной не менее 1,5 м;
— очистка от парафина изамазученности насосов, арматурной площадки, отогрев территории отзамазученности в зимнее время, разогрев парафина в амбарах, емкостях иколодцах, отогрев замерзшего грунта на территории скважины для завороташтопоров производиться с помощью шланга наконечником на конце закрепленных надержаке длинной 1,5-2,5 метра;
— очистка и пропарка отзамазученности станка- качалки машинист производит с помощью шланга с наконечникомприкреплённых к деревянному держаку длинной не менее 2,5 метра. В случае невозможности пропарки балансира из-за высоты, то бригада КРС устанавливаетстеллажи или подготавливает лестницу с которой производится пропаркаоборудования находящееся на высоте.
При подъёме на высотусвыше 1,5 метра необходимо применять предохранительный пояс от падения;
— разработка паропроводовпроизводится после снижения давления пара до атмосферного и охлаждения труб;
— замазученность ипарафин оставшийся на территории скважин и баз необходимо убирать.
При использованииудаления АСПО химическими методами необходимо соблюдать особые мерыпредосторожности и технику безопасности.
Среди химическихреагентов, используемых для борьбы с АСПО, имеются токсичные, взрывоопасные, снизкой температурой вспышки. Поэтому при работе с такими реагентами должнысоблюдаться особые меры предосторожности.
На территории (или впомещении) для хранения и применения газового бензина запрещается обращаться соткрытым огнем; искусственное освещение должно быть выполнено вовзрывобезопасном исполнении.
Ремонтные работы нарезервуарах, сосудах должны производиться инструментами, не дающими при удареискру. Технологическое оборудование и коммуникации для транспортированиягазового бензина должны быть заземлены.
Запрещается перекачиваниегазового бензина при помощи сжатого воздуха. Содержание паров газового бензинав воздухе рабочей зоны должно составлять не более 300мг/м3.
При разливе бензинаоблитые части машины должны быть насухо протерты, а пролитый на пол или наземлю бензин – засыпан песком. Последний необходимо собрать в отдельную тару ивывезти из территории или помещения. Указанные работы должны производиться вфильтрующем противогазе марки А (коробка коричневого цвета).
Сосуды, смесители,коммуникации, насосные агрегаты должны быть герметичны.
Помещение должно бытьснабжено общеобменной механической вентиляцией согласно действующим нормам.
При работе с газовымбензином применяют индивидуальные средства защиты: противогаз и спецодежду.
Запрещается использоватьгазовый бензин для мытья рук и чистки одежды.
Рабочие места должны бытьоборудованы источником острого пара, песком, пенным или углекислотнымиогнетушителями, кошмой, асбестовой тканью.
Аналогичные мерыпредосторожности должны соблюдаться и при использовании других углеводородныхрастворителей.
6.ОРГАНИЗАЦИОННО-ЭКОНОМИЧЕСКИЙРАЗДЕЛ
6.1 Технико-экономическаяоценка методов борьбы с АСПО по НГДУ “ ЛН”
Анализ затрат на борьбу сАСПО в НГДУ «ЛН” показал, что наиболее экономичными из механических методов являютсявнедрение штанг с центраторами — депарафинизаторами НГДУ «ЛН” в комплекте сплавающими скребками центраторами завода “Радиоприбор” и штанг с наплавленнымискребками центраторами производства НГДУ «ИрН”.
В НГДУ «ЛН” используетсясочетание различных методов борьбы с АСПО. Применение комбинации методов затрудняетэкономические расчеты и приводит к увеличению затрат. Так, применениедополнительных мероприятий на фонде скважин, оборудованных остеклованными НКТ иНКТ с полимерным покрытием DPS БМЗ, привело к удорожанию методов в2,7 и более раза, оборудованных штангами с наплавленнымицентраторами-депарафинизаторами НГДУ «ЛН” и с плавающими скребками центраторамизавода “Радиоприбор” в сочетании с остеклованными НКТ — в 3,2 раза.
Анализ затрат,применяемых в НГДУ «ЛН” методов борьбы с АСПО, приведен в таблице 16
Таблица 16
Оценка фактических затратна борьбу с асфальто-смолопарафиновыми отложениями в НГДУ «ЛН” в ценах 2002года Затраты на одну скважину в год Исполнитель Затраты на выполнение мероприятия, руб. Количество мероприятий Всего, руб. Затраты на дополнительные мероприятия Всего, руб.
1. Механические методы 1.1. Скребки, центраторы -центраторы+остеклв. НКТ НГДУ «ЛН” 52004 0,2 10401 9406 19807 -центраторы+остеклв. НКТ + магн. депарафинизатор НГДУ «ЛН” 61044 0,2 12209 12209 центраторы скр центраторы НГДУ «ЛН” 10540 0,2 4108 4108 1.2. НКТ с DPS “БМЗ” 44616 0,092 4105 8006 12111 1.3. Остеклованные НКТ НГДУ «ЛН” 35664 0,2 7133 - 7133 остеклованные НКТ пром-ки дистиллят нефть) НГДУ «ЛН” 35664 0,2 7133 12010 19143 остеклв. НКТ (микробиоло-гич. обр) НГДУ «ЛН” 35664 0,2 7133 10667 17800 остеклв. НКТ (магн. депарафинизатор) НГДУ «ЛН” 44704 0,2 8941 4003 12944
2. Химические методы 2.1Применение растворителей НГДУ «ЛН” -дистиллят 7254 2 14508 14508 -дистиллят + нефть 6672 2 13344 13344 2.2 Применение ТНПХ — 1А 939 5 4695 4695
3. Тепловые методы 3.1. Применение АДП НГДУ «ЛН” — нефть 7057 2 14114 14114
4. Физические методы 4.1.Применение магнитных депарафинизаторов НГДУ «ЛН” 9040 0,092 832 832
5. Микробиологические методы 5.1. Микробиология “Татнефтемико” 6667 2 13334 13334
В 2002 году произошлоуменьшение количества ремонтов по причине АСПО в подземном оборудовании на 6,9% по сравнению с предыдущим годом. Тенденция снижения этого показателянаблюдается с 1999 года. В тоже время общее количество ремонтов на девонскомфонде в 2002 году увеличилось на 36,1%.
Все ремонты по причинезапарафинивания были проведены на фонде скважин, эксплуатируемом УШГН. По методамборьбы с АСПО, применяемым на скважинах, ремонты распределились следующимобразом:
— 45 ремонтов (55,6 % отобщего количества ремонтов по причине АСПО) проведено на скважинах,оборудованных остеклованными НКТ (показатель ремонтов);
— 0,140),- 26 ремонтов(32,1 %) проведено на скважинах, оборудованных штангами с наплавленнымицентраторами депарафинизаторами НГДУ «ЛН” в сочетании с остеклованными НКТ(показатель ремонтов — 1,115);
— 3 ремонта (3,7 %) проведенона скважинах, оборудованных штангами со скребками- центраторами НГДУ «ИрН” (показательремонтов — 1,115);
— 8 ремонтов (9,9 %)проведено на скважинах, на которых основным или дополнительным методом борьбы сАСПО являются промывки (показатель ремонтов — 0.016);
7 ремонтов (9,9 %)произведено на скважинах, на которых в качестве основного или дополнительногометода борьбы с АСПО применялись магнитные депарафинизаторы (показательремонтов — 0,517).
6.2Организация профилактических работ на нефтепромысла и службе ПРС по борьбе сАСПО
Для борьбы с АСПО в НГДУ«ЛН” ежегодно разрабатываются организационно — технологические мероприятия, направленныена внедрение технических средств, а также предусматривается комплекс работ поконтролю за работой парафинящего фонда скважин. Такие мероприятия на 2001 годвключают в себя следующие направления
Техническиемероприятия
Запуск установки понаплавке центраторов на штанги.
Изготовление скребковцентраторов и наплавка их на штанги.
Внедрение скребковцентраторов.
Оборудование скважинлифтами с остеклованным покрытием.
Оборудование скважин НКТс полимерным покрытием.
Проведение шаблонированияНКТ.
Обработка скважин нефте — дистиллятной смесью.
Организационныемероприятия
Разработка мероприятий покаждой скважине.
Учет экономических затратпо каждой скважине.
Ежемесячный контроль завыполнение мероприятий по борьбе с АСПО.
Осуществление постоянногоконтроля за технологией внедрения центраторов на скважинах.
Обмен опыта специалистовна родственных предприятиях.
Работа по предупреждениюотложений от АСПО ведется непосредственно в бригадах по добыче нефти подруководством технологических служб. Технологические службы обеспечиваютразработку графиков промывок скважин от запарафинивания и осуществляют контрольза их выполнением. Этой группой также ведется постоянный анализ работы скважин,осложненных АСПО и осуществляется выполнение намеченных мероприятий.
В таблице № 17 приведенграфик обработки НДС на 2001 год по ЦДН и Г № 1.
Таблица № 17
Месяцы
№№ скважин
Тип насоса
% воды
Qж
Qн
Периодичность
Дата последней обработки
Дата послед ПРС
Лифт центра
0503а
н-32
5
7
6
4
ОПРС
07.00
с-830
опрс
1714а
н-32
10
7
3
4
02.00
11.98
г-700
нд
нд
1719б
н-32
5
1
0,8
4
ОПРС
07.00
п-1300
нд
1819д
н-32
60
5
1,7
4
08.99
07.98
г-700
нд
нд
1825в
н-32
59
5
1,7
4
01.01
02.00
г-800
нд
нд
1828а
н-32
-
4
3,4
4
09.00
09.00
г-1300
нд
1828д
н-32
5
4
3,3
4
09.00
12.99
г-650
нд
1835а
н-32
70
10
2,6
4
07.00
02.99
с-560
нд
нд
1929
н-32
-
6
5
4
09.00
07.99
г-1300
нд
нд
1929в
н-32
-
4
3,4
4
06.00
08.00
п-1300
ПРС
нд
1934д
н-32
5
5
4
4
12.00
11.99
с-800
нд
нд
1936д
н-32
6
3
2,4
4
03.00
12.98
п-1300
нд
нд
1938д
н-32
7
6
4
7
07.00
12.98
п-1300
нд
5061
н-32
52
6
2,4
4
07.00
06.99
п-1300
пропу э/к
9267а
н-44
60
8
2,7
5
09.00
08.00
с-800
нд
нд
9288а
н-44
56
20
8
6
04.00
09.00
г-600
нд
нд
9331
н-32
56
3
1
5
08.99
08.99
с-600
нд
нд
9339а
н-32
60
3
1
4
01.01
08.97
п-1300
нд
нд
9355а
н-32
5
3
2,4
4
01.00
07.99
г-700
нд
нд
9467б
н-43
70
8
2
4
12.00
10.99
г-800
нд
нд
9476
н-32
5
2
1,6
4
01.01
01.00
с-860
нд
нд
/> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> />
Выбор периодичностиобработок скважин от отложений АСПО нефте-дистиллятной смесью и промывкой горячейнефтью производится на основе анализа запарафинивания по практическимрезультатам обработки каждой скважины.
Так, например, вскважинах № 1828а, 1828д, 1938д промывка производится один раз в год, другихскважинах промывки производятся два раза в год.
В таблице №18 приведенымероприятия, разработанные по борьбе с АСПО на примере группы скважин ЦДН и Г №1
Таблица № 18
№ скв
Обору. уст. на скважине
Намеченные мероприятия. Внедрения.
стекло
гр. стек
центр
скреб
швл
пром
прс АСПО
гр. стек
скреб
швл
про м
ппу
9476
+
1
1
9331
+
1
1
9267а
+
1
1
9475а
+
+
+
2
9265а
+
1
+
+
1
1929в
+
+
+
+
1
9343а
+
+
1
9288
+
+
+
1
9402
+
1
9341
+
+
+
9396
+
+
+
1
1814а
+
+
+
1714а
+
2
+
+
1
1715а
+
+
+
+
+
+
1943а
+
1
2
1945а
+
+
+
+
1836
+
+
+
1
503а
+
+
5061
3
+
1735а
+
+
+
1
1821д
+
+
+
1
1828а
+
1
+
+
1826д
+
+
1828д9288а
+
+
+
+
+
1
5
+
1
Рекомендации по скважинамосновываются исходя из минимальных затрат на эксплуатацию осложненных АСПО.
6.3 Анализвыхода из строя глубинно-насосного оборудования за 2000 – 2001 г.г
Таблица № 19
Сравнительная таблицапричин выхода в ремонт ШГНПричины выхода в ремонт НГДУ ЦДНГ №1
2000 г
2001 г
2000 г
2001г
ГТН
ППР(снижение подачи)
Неисправность насоса
Заклинивание плунжера
Износ клапанов
Износ колонны НКТ
Трещина в теле НКТ
Износ НКТ истиранием
Отворот штанги
Заклинивание штанг
Осыпание стекла
Износ центраторов
Отложение парафина в насосе
Отложение парафина в НКТ
Отложение солей в НКТ, насосе
МРП
Фонд скважин
Часы простоев на 1 скважину в год
136
224
5
28
14
17
48
1
11
38
9
4
13
81
24
725
1862
2,56
164
255
28
44
14
22
54
4
23
41
6
11
12
50
23
686
1942
2,83
33
78
2
6
3
4
3
1
6
22
1
1
5
22
2
863
364
0,42
29
117
9
16
2
-
2
1
3
23
-
8
-
12
-
680
573
0,84
Анализ причины простоевскважин, по данным таблицы № 19 отмечаем, что из числа общих простоев которыесоставляют 1096 часов приходится на простои связанные с отложением АСПО.Сокращение 96 часов которые составляют эти простои позволяет получитьдополнительную добытую нефть.
Числом сокращенияпростоев скважин свазаны с ростом МРП. МРП по сравнению с 2000 годом уменьшилсяна 39 суток, это говорит о старении фонда скважин показателем простоев являетсячисло простоев общих скважин в год так в 2001 году составил 2,83 часа/скв, чтоувеличило количество их по сравнению с 2000 годом на 0,27 часа /скв.
Рассматривая показатели вцелом по НГДУ и ЦДНГ №1 следует сказать, что на первом промысле проводитьсябольшая работа по снижению простоев, в том числе по снижению простоев попарафину. Если число простоев по ЦДНГ№1 составляют 0,84 час/скв, от в НГДУ”ЛН”- 2,83
ВЦДНГ№1 за 2000 — 2001год проводятся следующие мероприятия :
— промывка скважиннефтедистиллятной смесью ;
— внедрение скребковцентраторов ;
— применениестеклопластиковых штанг ;
— применение различныхингибиторов против парафиноотложений.
Все эти мероприятия ипозволили резко сократить количество простоев по сравнению с НГДУ”ЛН”.
6.4Мероприятия направленные на борьбу с АСПО в НГДУ “ ЛН”
В НГДУ “Лениногорскнефть” на 621 скважине, оборудованной УШГН, что составляет 95,2 %осложненного фонда. применяются механические, химические, тепловые и физическиеметоды борьбы с АСПО, а также их комбинации, причем комбинациями различныхметодов охвачено более 75 % фонда скважин.
Применение методов борьбыс АСПО на скважинах представлено в таблице 20
Таблица 20
Применение методов борьбыс АСПО на скважинах, оборудованных УШГНМетоды борьбы с АСПО Фонд скважин с УГШН, осложненный формированием АСПО
Ремонты по причине
АСПО Всего % от осложненного фонда с УГШН Всего Отношение ремонтовк соответств. фонду Фонд скважин с УГШН, осложненный формированием АСПО 621 100 81 0,130
1. Применение штанг с наплавленными центраторами,
в т.ч. — с центраторами- депарафинизаторами НГДУ”ЛН” с остеклованными НКТ,
в т.ч. — с промывками
— с магнитными депарафинизаторами
— с микробиологическими обработками;
242
202
143
8
11
39,5
32,5
23,0
1,3
1,8
29
25
-
5
-
0,120
0,124
-
0,625
-
— с центраторами- депарафинизаторами НГДУ”ЛН” в комбинации со скребками- центраторами завода “Радиоприбор”,
в т.ч. — с промывками ;
— со скребками- центраторами НГДУ
“ ИрН”
14
8
26
2,3
1,3
4,2
1
-
3
0,071
-
0,115
2. Применение футерованных НКТ
в т.ч. — с полимерным покрытием DPS БМЗ,
в т.ч — с центраторами- депарафинизаторами НГДУ”ЛН”
— с промывками ;
— остеклованных ,
в т.ч- с промывками
— с магнитными депарафинизаторами
— с микробиологическими обработками
326
4
1
2
322
284
4
3
52,5
0,6
0,2
0,3
51,9
45,7
0,6
0,5
45
-
-
-
45
3
1
-
0,138
-
-
-
0,140
0,011
0,250
- Выполнение микробиологических обработок 4 0,6 1 0,250 Использование магнитных депарафинизаторов 2 0,3 2 1,000 Выполнение различных обработок 47 7,6 5 0,106
6.5 Расчетэкономической эффективности от внедрения и заправки дозаторов
Дозаторы предназначеныдля подачи водонерастворимых ингибиторов на прием штангового насоса.
Эксплуатационные затратыдо внедрения:
ЭксЗ1 = Спр×ппр + СПРС×пПРС = 14277×3,6 + 40800×1,3 = 104437 руб.
где Спр –стоимость 1 промывки,
ппр –количество промывок,
СПРС –стоимость 1 ПРС, пПРС – количество подземных ремонтов.
Эксплуатационные затратыпосле внедрения
ЭЗ2 = Спр×ппр + СПРС×пПРС = 14277×1,6 + 40800×0,5 = 43243 руб.
Экономия за счетвнедрения дозаторов
Э = ЭксЗ1-ЭксЗ2 = 104437 – 43243 = 61194 руб.
Дополнительные затраты наосуществление мероприятия
ДЗ = (Сд + Рхр×Сз)n = (793 + 0,2×8000)×13 = 31109 руб.
где Сд –стоимость 1 дозатора, Рхр – расход химического реагента на заправку1 дозатора, Сз – стоимость 1т реагента, n- количество дозаторов.
Экономическаяэффективность от внедрения дозаторов
Эф = Э – ДЗ = 61194 –31109 = 30085 руб.
Таблица 21
Технико-экономическиепоказателиИсходные данные До внедрения После внедрения Ед. измерен. Сумма Ед. измерен. Сумма 1. Объем внедрения шт. 13 шт. 13 2. Стоимость дозатора руб. - руб. 793 3. Затраты на заправку 1 т реагента: - - руб. 8000 — расход химического реагента т 0,2 т 0,2 4. Количество промывок опер. 3,6 опер. 1,6 5. Количество подземных ремонтов шт. 1,3 шт. 0,5 6. Стоимость одной промывки руб. 14277 руб. 14277 7. Стоимость 1 ПРС руб. 40800 руб. 40800
8. Итого эксплуатационных затрат
руб.
104437
руб.
43243 В т. ч. — затраты на промывки руб. 51397 руб. 22843 -затраты на ПРС руб. 53040 руб. 20400
9. Экономия за счет внедрения дозаторов
-
-
руб.
61194
10. Дополнительные затраты на осуществление мероприятия
-
-
руб.
31109 в т.ч. — стоимость 1 дозатора - - руб. 793 — затраты на заправку 1 дозатора - - руб. 1600
11. Экономическая эффективность
-
-
руб.
30085
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
На современном этаперазработки Западно — Лениногорской площади, характеризующейся снижением темповотбора жидкости, падением пластового давления, увеличением обводнённостипродукции, вопросы поддержания эксплуатационного фонда скважины вработоспособном состоянии имеют большое актуальное значение. Одной из мер поповышению работоспособности скважин — является борьба с запарафиниванием.
В дипломном проектерассмотрены способы и методы борьбы с АСПО, применяемые в ОАО «Татнефть” и НГДУ«ЛН”, применяемая техника и оборудование. Каждый из рассматриваемых методов испособов борьбы с АСПО имеет свои положительные и отрицательные стороны.Главной целью дипломного проекта было предложить технику и оборудование длянаиболее экономичных из них.
Проанализировав затратына осуществление всех применяемых методов борьбы с АСПО можно сделать следующиевыводы:
— рекомендации для тогоили иного метода борьбы с АСПО должны осуществляться индивидуально для каждой конкретнойскважины, используя сведения о её эксплуатации и анализируя затраты на ведениепрофилактических работ по АСПО;
— приоритетнымнаправлением в борьбе с АСПО в НГДУ «ЛН» должно быть применение наиболееэкономичных методов, не требующих больших материальных и трудовых затрат.
Из всех рассмотренных вдипломном проекте методов и способов борьбы с АСПО более широкоераспространение получил метод использования НКТ с защитным покрытием — гранулированным стеклом. Длительный опыт эксплуатации таких труб даёт хорошиерезультаты, особенно на скважинах, эксплуатируемых электропогружнымиустановками.
На сегодняшний деньтакими НКТ оборудованы около 80 % фонда скважин, осложненных АСПО.
Недостатком этого методаявляется то, что в процессе длительной эксплуатации при подземных ремонтахцелостность остеклованного покрытия нарушается, в результате чего создаютсядополнительные “очаги” отложения парафина и поэтому возникает необходимость вприменении дополнительных методов борьбы с АСПО.
При обводнённостипродукции более 80 %, где отложения парафина уже не так значительны, возможно,применение остеклованных НКТ без применения других методов. В среднем затратыот внедрения на 1 скважину составляют 7133 руб.
Тепловые методы борьбы сАСПО:
— промывка скважингорячей нефтью с использованием АДП и ППУ дают хорошие результаты, ноприменение этого метода без комбинирования с другими с другими методаминеприемлемо из-за больших затрат. Стоимость одной промывки горячей нефтьюсоставляет 14,1 тыс. руб.
Обработка скважиннефтедистиллятной смесью (НДС) не дает хорошего эффекта без сочетания с другимиметодами борьбы с АСПО, затраты на промывки скважин с использованием НДС всреднем составляют 14,5 тыс. руб. в год на одну скважину. За счет внедренияцентраторов — депарафинизаторов количество промывок скважин нефтедистиллятнойсмесью ежегодно сокращается, и в 2002 году количество их по сравнению с 2001 г уменьшилось.
Наиболее эффективенхимический метод предотвращения отложения парафина с применением ингибиторов всочетании с промывкой нефтедистилятной смесью.
Обработка скважинингибитором имеет сравнительнонебольшую стоимость — 2393 руб.
Анализ результатовобработки скважин химическими реагентами против парафиноотложений показал, чтопосле применения ингибиторов межочистной период работы скважин увеличивается в3 раза и более.
ЛИТЕРАТУРА
1. Акульшин А.И.Эксплуатация нефтяных и газовых скважин М.: Недра 1989
2. Амиров А.Д.Справочная книга по текущему и капитальному ремонту нефтяных и газовых скважинМ.: Недра 1979
3. Багранов Р.А.Буровые машины и комплексы. М.: Недра 1984
4. Гайдуков В.П.Технические расчеты при эксплуатации нефтяных скважин. М.: Недра. 1986
5. Справочноеруководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений.Добыча нефти. Под редакцией Ш. К. Гиматутдинова М.: Недра 1983
6. Ибрагимов Г.З.Технология добычи нефти и газа. М.: МГОУ. 1992
7. Лащинский А.А.Конструирование сварных химических аппаратов. Л.: Машиностроение, 1981
8. Молчанов Г.П.,Молчанов А.Г. Машины и оборудование для добычи нефти и газа. М.: Недра. 1984
9. Муравьев В.М.Эксплуатация нефтяных и газовых скважин М.: Недра 1978
10. Попова Г.Н.,Алексеев С.Ю. Машиностроительное черчение. Справочник. Л.: Машиностроение,1986
11. Фаниев Р.Д.Эксплуатация нефтяных и газовых месторождений М.: Гостоптехиздат 1958.
12. Шкляр Ю. В.,Островская Э. Н.: Проектирование химических аппаратов с механическимиперемешивающими устройствами: Учебно – справочное пособие по курсовомупроектированию; Казан. Гос. Технол. Ун-т. Казань, 1998.
13. Юрчук А.М.Расчеты в добыче нефти М.: Недра 1974
14. Материалы поЗападно — Лениногорской площади
15. Краткаяхарактеристика ингибитора парафиноотложений ТНПХ- 1
16. Журнал «НефтьРоссии»
17. Журнал «Нефтяноехозяйство»