|
|
Причины отложения асфальтенов, смол и парафинов в скважинах и наземных коммуникациях. Методы удаления АСПО.В практике эксплуатации скважин встречаются с различными осложнениями (АСПО, вынос песка и образование песчаных пробок, отложение солей). Наиболее серьезные осложнения возникают в связи с отложениями асфальтенов, смол и парафинов (АСПО). При изменении термобарических условий и разгазировании нефти, эти компоненты осаждаются в призабойной зоне пласта (ПЗП), на стенках ствола скважины, на штангах, выкидных линиях и нефтепромысловом оборудовании. Вследствие отложения АСПО уменьшается приток нефти, увеличивается нагрузка на станки-качалки (обрыв штанг, повышение расхода энергии, увеличение утечек через плунжер и клапан и, соответственно уменьшение коэффициента подачи) и ЭЦН (уменьшение производительности, увеличение затрат энергии, перегрев электродвигателя). Механизм образования АСПО: при отборе нефти в скважине понижается давление и температура, а также уменьшается количество легких углеводородов. При снижении температуры в ПЗП и стволе скважины до температуры начала кристаллизации парафина происходит интенсивное образование в нефти кристаллов парафина. Эти кристаллы служат центрами кристаллизации и последующего более интенсивного выпадения парафина из нефти и осаждение его на твердой поверхности. Выпадению парафина способствует понижение температуры вследствие расширения газа при снижении давления во время движения по стволу скважины. Чем больше газовый фактор, тем больше эффект охлаждения. Отложению парафина на стенках труб способствуют ещё и следующие факторы: малые скорости движения нефти, шероховатость стенок труб и периодичность их смачивания (при пульсирующей работе фонтанных скважин). Эффект охлаждения по мере продвижения нефти по подъемным трубам усиливается от забоя к устью, поэтому наибольшее количество парафина откладывается в верхней части подъемных труб на расстоянии 400-900 метров от устья, причем толщина слоя увеличивается в направлении от забоя к устью. Одновременно с парафином происходит отложение асфальтенов, смол, песка, кристаллов неорганических солей и капелек воды. Все это придает отложениям высокую прочность, что значительно затрудняет процесс их удаления. Борьба с отложениями АСПО: 1.Удаление уже сформировавшихся отложений 2.Предотвращение образования АСПО. Методы удаления АСПО можно разделить на механические, тепловые и химические. Принцип действия приспособлений заключается в соскабливании парафина со стенок труб в процессе работы скважины. Очистка достигается перемещением скребка или гирлянды скребков вверх и вниз по стволу скважины, как при помощи ручных механических лебедок, так и с помощью депарафинизационной установки с механизированной лебедкой АДУ-3. Для очистки НКТ в скважинах, эксплуатирующихся ШГН, применяют скребки, укрепляемые на штангах с помощью хомутов. Обычно на одной штанге крепят от 5 до 11 скребков. Колонну штанг на поверхности подвешивают на штанговращателе. К тепловым методам относится пропарка труб при их подъеме на поверхность с помощью передвижной паровой установки (ППУ), однако это малоэкономично. Пропарить трубы можно и подачей пара в затрубное пространство. При этом прогреваются и НКТ, и выкидная линия. Этот способ применяется в скважинах, эксплуатирующийся компрессорным способом и в фонтанных скважинах с небольшим затрубным давлением. Существует другой способ расплавления парафина-прокачка горячей нефти с помощью агрегата по депарафинизации (АДП). Для удаления уже отложившихся АСПО наиболее перспективным является химический метод. В качестве реагентов-удалителей применяют как индивидуальные растворители, так и многокомпонентные составы. В некоторых случаях для повышения эффективности растворитель прогревают или его подают совместно с паром. Композиции и реагенты для удаления АСПО условно подразделяют на следующие группы: 1.Растворитель(однофазные системы) 2.Вода+ПАВ(однофазные системы) 3.Дисперсии растворителей(двухфазные системы) 4.Мицеллярные растворы(однофазные системы) Выбор растворителя АСПО индивидуален для каждого месторождения. Предотвращение образования АСПО. 1) Применение покрытий (стекло, стеклоэмали, эпоксидные смолы, стеклопластиковые НКТ и др. материалы) 2) Химические методы - ингибиторы АСПО: депрессаторы (уменьшают температуру насыщения нефти парафином), ингибиторы (создают гидрофильную пленку на поверхности металлов), диспергаторы (разрушают мицеллы парафинов), модификаторы (меняют форму парафинов). МЛ-72, МЛ-80, СНПХ 3) Технологические – подбор технологического режима скважины (увеличение диаметра НКТ на типоразмер, перевод на ЭЦН при увеличении обводненности более 35%, искусственное обводнение скважины) 4) Тепловые – забойные нагреватели стационарные и греющие кабели. 5) Физические методы – магнитные катушки на НКТ и магнитные устройства на насосных штангах; ультразвуковая обработка. Эксплуатация скважин ШСНУ. Наземное оборудование ШСНУ. Расчет сил, действующих в точке подвеса штанг. Уравновешивание станков - качалок. Расчет крутящего момента на валу редуктора. Мощность электродвигателя станков - качалок. Подбор ШСНУ. Штанговые скважинные насосные установки (ШСНУ) предназначены для подъема пластовой жидкости из скважины на дневную поверхность. ШСНУ, как правило, применяют на скважинах с дебитом до 30...40 м3 жидкости в сутки, реже до 50 м3 при средних глубинах подвески 1000...1500 м. В неглубоких скважинах установка обеспечивает подъем жидкости до 200 м3/сут. В отдельных случаях может применяться подвеска насоса на глубину до 3000 м. Широкое распространение ШСНУ обусловливают следующие факторы: - простота ее конструкции; - простота обслуживания и ремонта в промысловых условиях; - удобство регулировки; - возможность обслуживания установки работниками низкой квалификации; - малое влияние на работу ШГНУ физико-химических свойств откачиваемой жидкости; - высокий КПД; - возможность эксплуатации скважин малых диаметров. Установка состоит из: привода; устьевого оборудования; насосных штанг; глубинного насоса; вспомогательного подземного оборудования; насосно-компрессорных труб. Привод предназначен для преобразования энергии двигателя в возвратно-поступательное движение колонны насосных штанг. При выборе редуктора производится расчет следующих параметров: 1. Передаточное число U= nвх/nвых, Наиболее экономичной является эксплуатация редуктора при частоте вращения на входе менее 1500 об/мин, а с целью более длительной безотказной работы редуктора рекомендуется применять частоту вращения входного вала менее 900 об/мин. 2. Расчетный крутящий момент на выходном валу редуктора Трасч =Ттреб х Креж, где Ттреб - требуемый крутящий момент на выходном валу, Креж – коэффициент режима работы При известной мощности двигательной установки: Ттреб= (Ртреб х U х 9550 х КПД)/ nвх, где Ртреб - мощность двигательной установки, кВт nвх - частота вращения входного вала редуктора (при условии что вал двигательной установки напрямую без дополнительной передачи передает вращение на входной вал редуктора), об/мин U – передаточное число редуктора, КПД - коэффициент полезного действия редуктора Максимальный крутящий момент (Н*м) вычисляется по формуле Рамазанова:
Потребляемая электродвигателем СК мощность затрачивается на выполнение полезной работы по подъему жидкости на поверхность и на покрытие потерь мощности в оборудовании. Для ее определения можно пользоваться формулой Д.В. Ефремов а: N = 0,0409 π D2пл S n ρg H k(1- ηн ηск)/(ηн ηск + ηо) Где Dпл - диаметр плунжера S - длина хода полированного штока n - число двойных качаний в минуту ρ - плотность откачиваемой жидкости H - высота подъема жидкости ηн - КПД насоса ηск - КПД станка- качалки ηо - коэффициент подачи k - коэффициент, учитывающий степень уравновешенности станка-качалки (k =1,2 для уравновешенного и k=3,4 для неуравновешенного станка-качалки)
Мощность, используемая на совершение полезной работы ШСНУ, определяется по формуле:
Потери в подземной части ШСНУ обусловлены наличием утечек в насосе, потерей напора в узлах клапанов, наличием трения штанг о трубы и жидкость, а в наземной части ШСНУ потери мощности вызваны отклонениями от норм работы СК и электродвигателя. Выбор СК ведется путем сравнения расчетных величин максимальной нагрузки, крутящего момента на валу редуктора и скорости откачки рассматриваемого варианта компоновки оборудования с паспортными данными СК. В процессе работы штанговой скважинной насосной установки в точке подвеса штанг действуют нагрузки: I. Постоянные (или статические) нагрузки: - вес колонны штанг в жидкости Р'ш ; - гидростатическая нагрузка Рж, обусловленная разницей давлений жидкости над и под плунжером скважинного насоса; II. Переменные нагрузки: - инерционная нагрузка Ри, обусловленная переменной по величине и направлению скоростью движения колонны штанг; - вибрационная нагрузка Рвиб, обусловленная колебательными процессами в колонне штанг под действием ударного приложения и снятия гидростатической нагрузки Рж на плунжер; - силы трения, возникающие в результате взаимодействия колонны штанг и насосно-компрессорных труб, обтекания пластовой жидкостью колонны штанг, взаимодействия плунжера и цилиндра скважинного насоса, перепада давления в клапанах насоса, обусловленного их гидравлическим сопротивлением. В зависимости от глубины подвески насоса, диаметров его плунжера, колонны штанг и труб, длины хода штанг, числа качаний, вязкости пластовой жидкости и т. п. доля указанных составляющих в общем балансе изменяется. Все эти силы изменяются в течение одного цикла работы установки. Основное назначение уравновешивающего устройства – накопление потенциальной энергии при ходе штанг вниз и отдаче её при ходе вверх. Потенциальная энергия превращается в работу, которая вместе с работой, совершаемой приводным двигателем, расходуется на перемещение точки подвеса штанги вверх. Задача уравновешивания привода скважинного насоса сводиться к определению таких параметров уравновешивающего устройства, которые в зависимости от условий работы установки позволили бы создать оптимальный режим работы двигателя и обеспечили бы приемлемые энергетические показатели установки. Балансированный станок-качалку уравновешивают грузами, устанавливаемыми на балансире или кривошипе.
Выбор УШГН: Первый этап - определение (выбор) насоса. Выбирают производительность, диаметр плунжера. Второй этап – подбор колонны штанг. Задавшись диаметром насоса, длиной хода плунжера и числом качаний, определяют (подбирают) конструкцию колонны штанг, после чего определяют деформацию колонны. Третий этап – выбор колонны труб. Трубы подбираются из конструктивных соображений, исходя из типа насоса – вставного или трубного. После чего они проверяются на прочность. Предпочтительно применять равнопрочные трубы с высаженными концами, обеспечивающие максимальную глубину спуска насоса. Подобрав колонну труб, определяют её деформацию при работе насоса. Четвертый этап – выбор типа станка-качалки. По результатам первых трех этапов определяют необходимую длину хода точки подвеса штанг с учетом деформации штанг и труб, а также максимальную нагрузку на полированный шток. На основании этих данных подбирают станок качалку, удовлетворяющий требуемым параметрам. Если такого станка нет среди применяемых моделей (например, длина хода получается завышенной), повторяются первые два этапа, задаваясь маркой насоса, обеспечивающего необходимую производительность. После выбора модели станка-качалки рассчитывают уравновешивание и проверяют соответствие необходимого максимального крутящего момента паспортному значению станка-качалки. Пятый этап – выбор приводного ЭД. Для этого, зная тангенциальное усилие на пальце кривошипа, определяют мощность приводного ЭД, частота вращения вала которого назначается исходя из передаточного отношения редуктора и клиноременной передачи. Обоснование выбора оборудования и режимов работы производится и по другим методикам. Для этого существует диаграмма А.Н. Адонина которая дает возможность быстро подбирать оборудование по заданным значениям дебита и высоты подъема жидкости. Диаграммы построены на основе следующих исходных данных: плотность окачиваемой жидкости – 900кг/м3, динамический уровень находится у приема насоса, коэффициент наполнения насоса = 0,85. Диаграмма А.Н. Адонина применяется в основном для приближенных оценочных расчетов, а полученные с её помощью результаты должны проверяться по таблицам и диаграммам областей применения станков-качалок после расчета величин максимальной нагрузки в точке подвеса штанг и крутящего момента на валу редуктора. Диаграммы и таблицы областей применения приводятся в паспорте станков-качалок.   ЧТО ТАКОЕ УВЕРЕННОЕ ПОВЕДЕНИЕ В МЕЖЛИЧНОСТНЫХ ОТНОШЕНИЯХ? Исторически существует три основных модели различий, существующих между...  Что вызывает тренды на фондовых и товарных рынках Объяснение теории грузового поезда Первые 17 лет моих рыночных исследований сводились к попыткам вычислить, когда этот...  ЧТО И КАК ПИСАЛИ О МОДЕ В ЖУРНАЛАХ НАЧАЛА XX ВЕКА Первый номер журнала «Аполлон» за 1909 г. начинался, по сути, с программного заявления редакции журнала...  Что будет с Землей, если ось ее сместится на 6666 км? Что будет с Землей? - задался я вопросом... Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском гугл на сайте:
|
