Борьба с парафином в условиях НГДУ "Лениногорскнефть"

Адгезия стекла к стенке НКТ при Т = 8500С хорошая, что позволяет эксплуатировать НКТ, как в вертикальных, так и в горизонтальных скважинах, а также позволяет производить пропарку НКТ без последствий для покрытия. Однако, НКТ с данным видом покрытия не подтвердил свою эффективность на практике.

В 1998 - 99 годах на 4 скважинах были внедрены НКТ с полимерным покрытием БМЗ. На одной скважине НКТ с данным типом спущены в комбинации со штангами наплавленными центраторами - депарафинизаторами. На двух скважинах проводятся разовые дистилятные промывки.

Применение стеклопластиковых штанг

С декабря 1995 года в НГДУ «ЛН» начали внедрять стеклопластиковые штанги. В течение 1995-1996 года они были внедрены на 14 скважинах, как девонских, так и сернистых скважинах с различной обводненности, добываемой продукции.

Опыт в эксплуатации стеклопластиковых штанг показал их хорошие прочностные и эксплуатационные характеристики, по сравнению со стальными штангами, нагрузка на головку балансира снизилась на 25%. Положительными факторами в работе стеклопластиковых штанг является то, что центраторы хорошо армируются на теле штанг, а так же не подвержены коррозии в скважинах с большим содержанием сероводорода и высокой обводненностью добываемой продукции.

Недостатками стеклопластиковых штанг является слабое соединение узла стеклопластика с металлической головкой, а так же они менее работоспособны в скважинах со значительным отложением парафина, так в скважинах 9288 А, 24356, 9232, 12446 стеклопластиковые штанги были извлечены из-за обрывов штанг по причине больших дополнительных нагрузок при запарафинивании колонны НКТ.

В качестве эксперимента НГДУ «ЛН» была закуплена партия стеклопластиковых штанг. СПНШ изготавливаются из сплетенных жгутов стеклонитей, пропитанных эпоксидной смолой.

Штанги состоят из двух головок и стеклопластикового стержня, которые крепятся между собой с помощью эпоксидной смолы.

Таблица. 6 Техническая характеристика СПНШ

3.2.3 Физические методы, применяемые в НГДУ «ЛН» для борьбы с отложениями АСПО

В НГДУ «ЛН» магнитные депарафинизаторы типа МОЖ-22Ш были внедрены на 17 скважинах (в 2000 году - на 7 скважинах, в 2002 году - на 10 скважинах) В качестве основного метода борьбы с АСПО магнитные депарафинизаторы были использованы на трех скважинах (№108, 6551А, 12518А), на 4 скважинах - в комбинации с остеклованными НКТ и на 10 скважинах - в комбинации со штангами центраторами - депарафинизаторами.

За период с октября 2000 года, когда началось внедрение магнитных депарафинизаторов, по октябрь 2002 года на данной категории скважин было проведено 16 подземных ремонтов по причине АСПО, причем на 3 скважинах (№108, 4030, 12946) по два ремонта. На скважинах, где магнитные депарафинизаторы были использованы в качестве основного метода борьбы с АСПО без применения других методов, межочистной период составил 50-110 суток и при подземных ремонтах по причине АСПО они были извлечены. На остальных скважинах межочистной период составил от 80 до 360 суток.

Анализ применения магнитных депарафинизаторов в качестве самостоятельного метода борьбы с АСПО и в комбинации с другими методами показал неэффективность данного метода и отказ от его применения в дальнейшем.

3.2.4 Химические методы, применяемые в НГДУ «ЛН» для борьбы с отложениями АСПО

3.2.4.1 Применение промывок различного типа

В качестве дополнительного метода борьбы с АСПО, в НГДУ «ЛН» на 77,9% осложненного фонда скважин, эксплуатируемых УШГН, используются промывки различного типа (дистиллятом в комбинации с нефтью, МЛ-80Б).

Динамика проведения промывок представлена в таблице 7

Таблица 7. Динамика проведения промывок

В качестве растворителя используется нефтяной дистиллят, как собственного производства, так и получаемый в ОЭ НГДУ «Татнефтебитум».

Более 58% всех проведенных в 2004 году обработок составили промывки дистиллятом в комбинации с нефтью. Содержание нефти в растворе при этом составляет от 20 до 50%. Выбор концентрации осуществляется технологическими службами нефтепромыслов с учетом скважинных условий.

Всего промывками охвачено 484 скважины с периодичностью промывок 2-3 раза в год. Объем разовой нефтедистиллятной обработки составляет в среднем 8 м3.

3.2.4.2 Гидравлический расчет промывки скважины нефтедистиллятной смесью

Исходные данные:

Скважина №1828А,

Н забой = 1620 м - искусственный забой,

Диаметр эксплуатационной колонны Dэкс. к =146 мм,

Диаметр НКТ dHKT = 73 мм,

Диаметр штанг ШТ. = 22 мм,

НН2Б - 44,

Плотность дистиллята ?Д = 707 кг/м3,

Q = 8 м3, В=0%.

Техника для промывки:

ЦА - 320; поршня = 100 мм; = 180 л/с

Производительность агрегата:

1 скорость - 1,4 л/с 2 скорость - 2,55 л/с

3 скорость - 4,8 л/с 4 скорость - 8,65 л/с

1. Расчет гидравлического сопротивления при движении дистиллята в кольцевом пространстве.

P1 = ?? (HHKT ? ?Д)/(Dэкс.к - dHKT) х (vн2/2), ?a (1)

где: - коэффициент трения, = 0,035;

ННКТ - длина колонны НКТ, м;

v н - скорость нисходящего потока жидкости, м/с;

?Д - 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. Гидравлическое сопротивление по уравновешиванию столбов жидкости в НКТ и колонне:

P2 = (?н - ?Д)?g ?ННКТ, (2)

где: ?н - плотность нефти.

С достаточной точностью для расчетов

P2 = (820 -707)?9,81?1450 = 1,607 ?106 Па

3. Гидравлическое сопротивление в трубах НКТ:

Р3 = ?НКТ? ННКТ??Д ? v 2в/[2 (ВН - ШТ.)] (3)

где: - коэффициент, учитывающий потери на местных сопротивлениях при движении дистиллята в НКТ,

=1,1;

НКТ - коэффициент трения в НКТ, НКТ = 0,04;

ВН - внутренний диаметр НКТ, м;

ШТ. - диаметр штанг, м;

v в-скорость восходящего потока, м/с;

на 1 скорости:

Р3 = 1,1·0,04·1450·707·0,4 2/[2·(0,062 - 0,022)] = 0,09·10 6 Па

на 2 скорости

Р3 = 1,1·0,04·1450·707·0,8 2/[2·(0,062 - 0,022)] = 0,361·10 6 Па

на скорости 3

Р3 = 1,1·0,04·1450·707·1,6 2/[2·(0,062 - 0,022)] = 1,443·10 6 Па

на скорости 4

Р3 = 1,1·0,04·1450·707·2,91 2/[2·(0,062 - 0,022)] = 4,775·10 6 Па

Гидравлические сопротивления на выходе агрегата ЦА-320 при обратной промывке ничтожно малы, при расчете их не используют.

5. Давление на выкиде насоса:

Рв = Р1+ Р2+ Р3; (4)

На 1 скорости:

Рв = 0,0071?10 6 + 1,607?10 6 + 0,09·10 6 = 1,704·10 6 Па;

На 2 скорости:

Рв = 0,0339?10 6 + 1,607?10 6 + 0,361·10 6 =2,002·10 6 Па;

На 3 скорости:

Рв = 0,0696?10 6 + 1,607?10 6 + 1,443·10 6 =3,120·10 6 Па;

На 4 скорости:

Рв = 0,263?10 6 + 1,607?10 6 + 4,775·10 6 =6,645·10 6 Па.

6. Рассчитываем мощность насоса:

N = Pв· Q/?, (5)

где ? - К.П.Д насоса, ? = 0,65;

на 1 скорости:

N =1,704·10 6 Па?1,4/0,65 = 3,67 кВт;

на 2 скорости:

N =1,704·10 6 Па?2,55/0,65 = 6,68 кВт;

на 3 скорости:

N =1,704·10 6 Па?4,8/0,65 = 12,58 кВт;

на 4 скорости:

N =1,704·10 6 Па?8,65/0,65 = 22,68 кВт.

7. Использование максимальной мощности:

К = (6),

где максимальная мощность насоса mах = 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 подъёма дистиллята в Н.К.Т.

v п =v в (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 = 2,91 м/с

9. Продолжительность подъёма дистиллята в НКТ с разрыхлением парафина и его выносом:

t =HHKT/ v п (8),

на 1 скорости:

t =1450/0,4 = 3625 сек. = 60,42 мин.;

на 2 скорости:

t =1450/0,8 = 1812,5 сек. = 30,21 мин.;

на 3 скорости:

t =1450/1,6 = 902,25 сек. = 15,10 мин.;

на 4 скорости:

t =1450/2,91 = 498,28 сек. = 8,30 мин.

В НГДУ «ЛН» применяется для промывки скважин нефтедистиллятной смесью комплекты из агрегата ЦА-320 на базе КрАЗ-257 и автоцистерны на базе КамАЗ - 5220 емкостью 8 м3.

Из гидравлического расчета промывки скважины видно, что оптимальный режим работы агрегата осуществляется на 3 скорости, т. к. при этом режиме происходит наилучшее вымывание парафина с НКТ и соблюдаются технические условия безопасности работы с горючим материалом - давление выкида насоса меньше или равно 7 МПа.

Из условий наименьших гидравлических сопротивлений промывку желательно начинать на 1 скорости, производительностью 1,4 л/с, с постепенным наращиванием расхода (т.е. переходом на 2-3 скорости)

Продолжительность промывки на 3 скорости (объём 8 м3) составит 15,10 минут. При окончании промывки в обратной последовательности опускаемся до 1 скорости и заканчиваем промывку.

3.2.4.3 Применение ингибиторов различного типа

Наиболее эффективным методом борьбы с парафином является химический метод, который основан на добавке в поток жидкости при помощи агрегатов ЦА 320 М и АКПП -500, ДРС и ДРП-1, а также УДЭ и УДС, химических реагентов способных гидрофилизации стенок труб, увеличению числа центров кристаллизации парафина в потоке, повышению дисперсности частиц парафина в нефти.

Такими растворителями могут быть водо- и нефтерастворимые ПАВ.

Существует множество типов отечественных и импортных ингибиторов для предотвращения и удаления отложений парафина. Большинство реагентов способствует так же предупреждению образования или разрушению водонефтяных эмульсий. Наиболее эффективные реагенты СНПХ - 7202, 7204, 7400. На месторождениях АО «Татнефть» широко применяется ингибитор для предотвращения и удаления отложений парафина СНПХ-7215, который закачивается в затрубное пространство скважины при помощи агрегатов УЭД и УДС.

Наибольшее распространение на промыслах НГДУ «ЛН» получил ингибитор СНПХ-7212 М, который закачивается в затрубное пространство скважин при помощи устьевых дозаторов УЭД и УДС из расчета 100-200 г./т нефти.

Ингибиторы парафиноотложений можно дозировать в скважины при помощи глубинных дозаторов ДСИ-107. Скважинный дозатор ДСИ-107, разработан ТатНИПИнефти, предназначен для подачи водо-нерастворимых ингибиторов на приём штангового насоса. Дозатор может, применятся в скважинах с обводненностью продукции не менее 10% при температуре рабочей среды от 283 до 373 К (10 - 1000С). Плотность применяемого ингибитора должна быть ниже плотности воды не менее чем на 50 кг/м3, а кинематическая вязкость - не более 450 м2/с. Дозатор обеспечивает непрерывную подачу химреагента в пределах от 0,1 до 40 л/сут.

Эксплуатация дозатора состоит в следующем: определяются необходимый объём химреагента, длина колонны НКТ для размещения ингибитора и диаметр втулки дозатора для установления режима его работы. На скважину завозят расчетное количество ингибитора и НКТ. Из скважины извлекается насосное оборудование.

Спускается в скважину колонна НКТ расчетной длины, нижний конец которой снабжен заглушкой и пробкой.

Определяется плотность ингибитора (денсиметром) и вязкость его (вискозиметром) при температуре среды на глубине подвески дозатора в скважине, содержание воды в продукции скважины по данным предыдущей эксплуатации скважины.

При условии соответствия параметров раствора ингибитора расчетным, химреагент заливается в колонну НКТ.

Помещается втулка в камеру и заворачивается корпус в корпус. Присоединяют дозатор к колонне НКТ, предварительно ввернув трубку в нижний конец гидролинии, и устанавливают фильтр на нижнем конце нагнетательной гидролинии. Присоединяют насос к дозатору.

Спуск штангового насоса с дозатором в скважину производится в обычном порядке на необходимую глубину.

Подъём оборудования, и извлечение его из скважины производится в порядке, обратном спуску. При этом для подъёма труб без жидкости необходимо слить их содержимое, сбив полую пробку сбрасыванием металлического лома в колонну НКТ после отсоединения от нее дозатора.

Работу дозатора в скважине следует контролировать по изменению дебита скважины, величине нагрузки на головку балансира СК, химическими анализами устьевых проб добываемой жидкости.

Длину колонны НКТ для заливки раствора ингибитора целесообразно подобрать с таким расчетом, чтобы повторная заправка химреагентом производилась при очередном текущем ремонте скважины.

В зимнее время на ряде удаленных скважин применяются обработки ингибитором парафиноотложения ТНПХ - 1А в объеме 20-30 литров на скважину с периодичностью 1 раз в месяц.

3.2.5 Тепловые методы, применяемые в НГДУ «ЛН» для борьбы с отложениями АСПО

Если интенсивность отложения парафина невелика, то при каждом подземном ремонте поднимают трубы на поверхность 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 расплавление парафина находящегося в НКТ и вынос его из скважины. Настоящая технология предусматривает соблюдение следующих требований:

- периодичность очистки и количество ППУ корректируется старшим технологом промысла;

- очистка скважины от парафина при работающем СГН, при остановленном из-за отложений парафина;

- закачка пара в затрубное пространство производится после предварительного прогрева манифольда до температуры 100-150 0С;

- при очистке от парафина заклиненных скважин полированный шток устанавливается в верхнее положение, а головка балансира в нижнее положение. После того, как шток уйдет вниз, начинается попытки расхаживания штанговой колонны.

В настоящее время в НГДУ «ЛН» стремятся отказаться от тепловых методов борьбы с АСПО из-за высокой энергоемкости.

Экспериментальные исследования и расчеты распределения температуры по стволу скважины при проведении горячей промывки при помощи АДП показывают, что при глубине спуска насоса, равной 1200 метров, температура, необходимая для расплавления парафина (30-400С) достигает глубины 400-450 метров. Особенно затруднена промывка через насосы малого диаметра (28-32 мм) из-за малого проходного сечения в клапанных узлах.

Для снижения затрат и повышения эффективности горячих промывок насосного оборудования в компоновку колонны НКТ на глубине около 500 метров включают обратный клапан.

В существующих условиях передвижные парогенераторные установки применяются редко и только в тех случаях, где использование других методов невозможно по технологическим причинам.

3.2.5.1 Расчет потерь теплоты по стволу скважины при паротепловой обработке

Исходные данные: диаметр НКТ d = 0,062 м; суммарный коэффициент теплопередачи К = 666,2 кДж/м2Кч; средний коэффициент теплопроводности горных пород ? = 1,02 кДж/мКч; время прогрева t = 3 час.; потеря теплоты в породе в функции времени за время прогрева f(?) = 3,78; температура рабочего агента (пара) на устье скважины То = 468 К; среднегодовая температура воздуха 0 = 275 К; глубина интервала закачки рабочего агента Н = 1300 м; геотермический градиент = 0,0154 К/м;

1. Определим потери теплоты по стволу скважины

Q = 2?rK?/[?+rKf(?)]·[(To-0) H - ?H 2/2] (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;

2. Суммарные потери теплоты за время прогрева:

Qc = Q·t; (10)

Qc = 400·3 = 1200 МДж = 1,2 ГДж;

3. Общее количество теплоты подведенное к скважине:

Q' = i·G (11)

Где i - энтальпия пара при температуре 468 К и давлении 1,2 Мпа,

i = 2820 кДж/кГ; G - массовый расход закачиваемого пара, G = 4200 кГ;

Q' = 2820·4200 = 11844000 кДж = 11,844 ГДж;

4. Определяем количество теплоты дошедшей до забоя;

Q'' = Q' - Qc; (12)

Q'' = 11,844 - 1,2 =10,644 ГДж;

5. Потери теплоты составляют:

? = Qc·100%/Q' (13)

? = 1,2·100%/11,844 = 10,13%.

В настоящее время в НГДУ «ЛН» стремятся отказаться от тепловых методов борьбы с АСПО из-за высокой энергоемкости.

3.3 Техника и оборудование, применяемое для депарафинизации скважин в условиях НГДУ «ЛН»

Для депарафинизации скважин в НГДУ «ЛН» применяют различное оборудование. Краткое их описание и технические характеристики приведены ниже.

Наиболее часто применяют для депарафинизации скважин метод промывки. При промывке микробиологическим раствором, нефтедистиллятной смесью, дистиллятом используются автоцистерны и промывочные агрегаты.

Доставка промывочного раствора на скважину осуществляется в автоцистернах ЦР-7АП, АЦН - 7,5-5334, АЦН-11-257, АЦ-15-5320/8350, АЦ-16П.

Таблица 9 Техническая характеристика автоцистерн

Для промывки скважин применяются самоходные насосные агрегаты: цементировочный агрегат ЦА-320М, насосные установки УН1-100х200,

УН1Т-100х200. Все агрегаты имеют трубки высокого давления с цилиндрической резьбой для быстрой сборки и разборки нагнетательной линии.

Таблица 10 Техническая характеристика ЦА-320 М

3.4 Техника и оборудование при паротепловой обработке

При паротепловой обработке используются специальная техника и оборудование, парогенераторные установки: отечественная ППГУ-4/120М с максимальной производительностью пара 4 т/ч и рабочим давлением 12 МПа, заграничные «Такума» и КК.

Парогенераторная установка предназначена для выработки пара. Котлоагрегаты установок могут работать на природном газе или жидком топливе. Для предупреждения образования накипи на поверхности нагрева сырую воду перед подачей в котел осветляют и обессоливают в специальных фильтрах.

Таблица 11 Техническая характеристика парогенераторной установки ППГУ - 4/120М

Установка ППУА-1200/100

Предназначена для депарафинизации скважин, промысловых и магистральных нефтепроводов, замороженных участков наземных коммуникаций в условиях умеренного климата. Можно использовать так же при монтаже и демонтаже буровых установок и при прочих работах для отогрева оборудования.

Включает в себя парогенератор, водяную, топливную и воздушную системы, привод с трансмиссией, кузов, электрооборудование и вспомогательные узлы. Оборудование установки смонтировано на раме, закрепленной на шасси автомобиля высокой проходимости КрАЗ-255Б или КрАЗ-257, и накрыто металлической кабиной для предохранения от атмосферных осадков и пыли.

Привод основного оборудования осуществляется от тягового двигателя автомобиля, управление работой установки - из кабины водителя.

Таблица 12 Техническая характеристика ППУА - 1200/100

Агрегаты АДПМ

Предназначены для депарафинизации скважин горячей нефтью. Агрегат, смонтирован на шасси автомобиля КрАЗ 255Б1А, включает в себя нагреватель нефти, нагнетательный насос, системы топливо и воздухоподачи к нагревателю, систему автоматики и КИП, технологические и вспомогательные трубопроводы.

Привод механизмов агрегата - от двигателя автомобиля, где размещены основные контрольно- измерительные приборы и элементы управления.

Таблица 13 Техническая характеристика агрегатов АДПМ-12/150 и 2АДПМ-12/150

Нефть, подвозимая в автоцистернах, закачивается насосом агрегата и прокачивается под давлением через нагреватель нефти, в котором она нагревается до необходимой температуры. Горячая нефть подается в скважину, где расплавляет отложения парафина и выносит их в промысловую систему сбора нефти

3.5 Расчет на прочность стеклопластиковых штанг

С целью определения нагрузок, возникающих в точке подвеса штанг, произведём расчет на прочность комбинированной колонны из стальных и стеклопластиковых штанг. Расчет будем вести согласно «Методики расчета колонны штанг из композиционного материала для ШСНУ», разработанной ВНИИнефтемаш 24.07.1994.

Исходные данные для расчета:

Номер скважины №1696

Глубина подвески насоса Ннас = 1200 м

Длина хода сальникового штока = 0,9 м

Число качаний балансира п = 5 мин-1

Средняя масса 1 м колонны СПНШ тспнш = 1,05 кг

Средняя масса 1 м колонны стальных штанг тст = 2,35 кг

Диаметр плунжера Дпл = 32 мм

Диаметр штанг шт = 19 мм

Внутренний диаметр НКТ Двн = 62 мм

Плотность жидкости ж = 1090 кг/м3

1. Для вычисления максимальной нагрузки в точке подвеса штанг Ртах воспользуемся формулой Слоннеджера

Ртах=(Ршт + Рж)*(1 + *п/137), Н (20)

где: Ршт - вес колонны штанг, Н

Рж - вес столба жидкости, Н

- длина хода сальникового штока, м

п - число ходов, мин-1

2. Вычислим вес колонны штанг Ршт

Ршт= Ннас**(тспнш* + *тст)= 1200*9,81*(1,05 *0,5 + 0,5 *2,35) = 20012,4 Н

3. Найдем вес столба жидкости Рж

Рж=пл*Ннас* ж * (21)

где: пл= /4*Дпл2=/4*(32*10-3) 2=8,01*10-4 м 2

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 в точке подвеса штанг при ходе вниз

Рт1п=Ршт1 (1 - *п/137), Н (22)

где: Ршт1 - вес колонны штанг в жидкости

Ршт1=Ннас** (*1спнш+ *1ст) (23)

здесь: 1спнш - вес 1 м СПНШ в жидкости

1ст - вес 1 м 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 определения напряжений, действующих в точке подвеса штанг, воспользуемся следующими формулами:

шт=/4*шт2= 0,785*(19*10-3)2= 2,84*10-4 м2 (24)

тах= Ртах/ шт = 31323/2,44*10-4=110,3 мПа (25)

т1п= Рт1п/ шт = 15939,5/2,84*10-4=56,1 мПа (26)

а=(тах -т1п)/2= (110,3-56,1)/2=27,1 мПа (27)

пр= = = 54,7 Мпа (28)

Как видно из вычислений, приведенное напряжение, действующее в точке подвеса штанг равно 54,7 МПа.

Так как по предельно допустимым приведенным напряжениям для стеклопластика у нас нет значений, то воспользуемся минимальным значением предельно допускаемых приведенных напряжений для стали марки 40. В пользу стеклопластиковых штанг говорит также, что разрушающее напряжение при растяжении у них больше, чем у стальных: 760 МПа у стеклопластика и 610 МПа у стали.

пр=70мПа - приведенное напряжение для стали

Полученное пр=54,7 мПа свидетельствует о возможности использовать в качестве материала для штанг стеклопластик.

Для приведения эксперимента было подобранно 9 скважин. Для определения эффективности использования стеклопластиковых штанг скважины были оборудованы счетчиками активной и реактивной электрической мощности.

Ниже в таблице №14 приведены результаты расчетов.

Таблица. 14 Результаты анализа работы СПНШ

Сравнивая результаты можно сделать вывод, что нагрузка на головку балансира станка-качалки уменьшилась в среднем на 20-25% при условии комплектации колонны штанг из стеклопластика и стали.

3.6 Выбор оборудования для подачи реагента (ингибитора)

Существуют два основных способа подачи реагента в обрабатываемую систему: непрерывное (периодическое) дозирование и разовая обработка.

Наиболее эффективным способом является непрерывное дозирование, обеспечивающее постоянный контакт реагента с обрабатываемой системой и частично предупреждающее образование АСПО. Однако этот способ требует обвязки специального оборудования на устье каждой скважины (насос - дозатор, емкость для реагента, поршневой насос для смешения, манифольд и др.).

Реагент в затрубное пространство постоянно подается устьевыми дозаторами УДЭ и УДC конструкции НПО Союзнефтепромхим и СКТБ ВПО Союзнефтемашремонт.

УДЭ и УДC можно применять также для борьбы с солеотложением, коррозией оборудования нефтяных скважин и внутрискважинной деэмульсации нефти.

Электронасосная дозировочная 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 комплектуются специальными дозировочными насосами: НД 0,4/6,3 К14В; НД 1/6,3 К14В; НД 1,6/6,3 К14В; 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. Потребляемая мощность насоса 0,5 кВт, масса 32 кг.

Установка имеет бак на 450 л; габаритные размеры установки 1230х690х1530 мм, масса 220 кг, рабочая температура 223 - 318 К.

Принцип работы УДЭ заключается в следующем. Реагент из бака 5 через фильтр 6 по всасывающему трубопроводу 11 поступает в плунжерный насос - дозатор 13 и по нагнетательному трубопроводу 14 подается в затрубное пространство скважины. Подача регулируется изменением длины хода плунжера.

Наибольшее число установок эксплуатируется в ПО «Татнефть». Дозировочные установки изготавливаются Лениногорским заводом «Нефтеавтоматика», а дозировочные насосы - Свесским насосным заводом.

Рис. 4 Дозировочная установка УДЭ

1 - дозировочный блок, 2 - электроконтактный манометр, 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 - нагнетательный трубопровод, 16 - кожух

Комплектная дозировочная установка УДС с приводом от станка - качалки располагается на СК. Её нагнетательный трубопровод присоединяется к затрубному пространству скважины, а рычаг дозировочного насоса посредством гибкой тяги к балансиру СК. Подача устанавливается регулятором длины хода плунжера насоса и изменением мест крепления тяги к рычагу насоса и к балансиру СК. Подача дозировочного насоса составляет 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 другими дозировочными установками УДС-1 обеспечивает большую точность регулирования подачи, имеет более простую конструкцию, она безопасна (снабжена предохранительным устройством и не питается электрическим током) и удобна в эксплуатации.

Рис. 5 Дозировочная установка 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

Периодическое дозирование может осуществляться при использовании перечисленного выше оборудования или с помощью специального устройства для ввода реагента под давлением, первый случай имеет те же недостатки что и непрерывное дозирование. Во втором случае затрубное пространство перекрывают задвижкой 3, открывают вентиль 6 для сброса газа из емкости 4, снимают заглушку 5, закрывают вентиль 6, заливают реагент в емкость 4, закрепляют заглушку и открывают задвижку 3; регент поступает в затрубное пространство.

Рис. 6 Принципиальная схема устройства ввода реагента в затрубное пространство по давлением: 1 - устьевая арматура, 2 - выкидная задвижка,

3 - задвижка затрубного пространства, 4 - резервуар для реагента, 5 - заглушка, 6 - вентиль.

При этом способе подачи реагента обслуживание упрощается, но снижается эффективность действия реагента.

4. Охрана труда и противопожарная защита

4.1 Охрана труда и техника безопасности

При эксплуатации скважин для удаления АСПО применяется паропередвижная установка, при её работе должны выполняться следующие правила безопасности:

- паропередвижная установка (ППУ) на скважине устанавливается от устья на расстоянии не менее 25 метров с наветренной стороны так чтобы обеспечивался обзор для машиниста ППУ;

- обвязка выполняется бесшовными стальными трубами, испытанными на пробное давление Рпр=1,5Рраб;

- при пропаривании арматуры скважин, оборудования и трубопроводов, в которых ожидается повышение давления необходимо установить обратный клапан (непосредственно у установки или на любом стыке магистральных труб);

- на арматуре скважины, подвергаемой пропарке, необходимо предусматривать специальный патрубок с вентилем или задвижкой для подсоединения паропроводов от ППУ;

- при пропарке арматуры скважины, оборудования и трубопроводов надо знать максимальное рабочее давление, допускаемое для данного типа арматуры и не превышать его;

- для подачи пара в насосно - компрессорные трубы, уложенные на мостках, паропровод должен быть оборудован специальным наконечником, который должен соединятся к трубе на резьбе или накидным приспособлением на муфту.

Концы труб должны быть уложены со стороны устья в одной плоскости;

- пропарку с использованием шланга с наконечником, закреплённым на деревянном держаке, производить только наружных поверхностей труб, шланг и другого технологического оборудования;

- подача пара в пропарочные трубы должна быть постепенной до выхода пара из противоположного конца трубы, во избежание появления пробок;

- пуск пара производить только по сигналу с места присоединения паропроводов и после удаления людей на безопасное расстояние;

- пропарка штанг от замазученности и парафина производится с помощью шланга с наконечником, которые закреплены на деревянном держаке длинной не менее 1,5 м;

- очистка и пропарка от замазученности станка - качалки машинист производит с помощью шланга с наконечником прикреплённых к деревянному держаку длинной не менее 2,5 метра. В случае невозможности пропарки балансира из-за высоты, то бригада КРС устанавливает стеллажи или подготавливает лестницу с которой производится пропарка оборудования находящееся на высоте.

При подъёме на высоту свыше 1,5 метра необходимо применять предохранительный пояс от падения;

- разработка паропроводов производится после снижения давления пара до атмосферного и охлаждения труб;

- замазученность и парафин оставшийся на территории скважин и баз необходимо убирать.

При использовании удаления АСПО химическими методами необходимо соблюдать особые меры предосторожности и технику безопасности.

Среди химических реагентов, используемых для борьбы с АСПО, имеются токсичные, взрывоопасные, с низкой температурой вспышки. Поэтому при работе с такими реагентами должны соблюдаться особые меры предосторожности.

На территории (или в помещении) для хранения и применения газового бензина запрещается обращаться с открытым огнем; искусственное освещение должно быть выполнено во взрывобезопасном исполнении.

Ремонтные работы на резервуарах, сосудах должны производиться инструментами, не дающими при ударе искру. Технологическое оборудование и коммуникации для транспортирования газового бензина должны быть заземлены.

Запрещается перекачивание газового бензина при помощи сжатого воздуха. Содержание паров газового бензина в воздухе рабочей зоны должно составлять не более 300 мг/м3.

При разливе бензина облитые части машины должны быть насухо протерты, а пролитый на пол или на землю бензин - засыпан песком. Последний необходимо собрать в отдельную тару и вывезти из территории или помещения. Указанные работы должны производиться в фильтрующем противогазе марки А (коробка коричневого цвета).

Сосуды, смесители, коммуникации, насосные агрегаты должны быть герметичны.

Помещение должно быть снабжено общеобменной механической вентиляцией согласно действующим нормам.

При работе с газовым бензином применяют индивидуальные средства защиты: противогаз и спецодежду.

Запрещается использовать газовый бензин для мытья рук и чистки одежды.

Рабочие места должны быть оборудованы источником острого пара, песком, пенным или углекислотными огнетушителями, кошмой, асбестовой тканью.

Аналогичные меры предосторожности должны соблюдаться и при использовании других углеводородных растворителей.

5. Охрана недр и окружающей среды

5.1 Мероприятия по охране окружающей среды и недр в условиях НГДУ «ЛН»

Республика Татарстан характеризуется высоким промышленным потенциалом, богатыми природными ресурсами; нефтяные месторождения Татарстана расположены на территории 21 административного района республики и 3 районов соседних республик и областей с общей площадью более 30 тысяч кв. км.

В 1997 году для предприятий Татарстана было отчуждено более 34 тыс. га. В последние годы в Татарстане увеличивается доля сернистых нефтей, газов и сероводородсодержащих пластовых вод, что усложняет экологическую обстановку. Разработка залежей вязкой нефти и битума с применением большой гаммы химических реагентов и тепловых методов тоже значительно усугубляют ситуацию. Приведенные данные показывают, на сколько высока ответственность нефтяников в деле охраны природы.

Разработаны методические основы оценки технологической нагрузки, проведено ранжирование территории по антропогенному воздействию на природу. В основу экологических программ были заложены результаты систематических исследований. В них обоснована и сформулирована постановка задачи, состоящей из следующих концепций:

свести до минимума вредное воздействие сопутствующих нефтедобыче процессов нарушения экологии;

добиться управляемости производственных процессов, чреватых экологически негативными последствиями; проводить регенерационные мероприятия, и, по максимуму, восстановить среду нашего обитания до того состояния, которое было характерно для начала разработки нефтяных месторождений.

На территории НГДУ «ЛН» находится много населенных пунктов: города, деревни, рабочие поселки. Вокруг населенных пунктов устанавливаются санитарно-защитные зоны.

Многие из промысловых сооружений расположены в санитарно-защитных зонах населенных пунктов, родников и ручьев. Эти объекты являются потенциальными загрязнителями атмосферы, почв, грунтовых и подземных пресных вод при возможных авариях и разгерметизации. При бурении, добыче, сборе и транспортировке нефти имеет место загрязнение почв и грунтов. Основные площади замазученных земель располагаются обычно вдоль водопроводов, часто вдоль ряда скважин.

Все отходы предприятий по добыче нефти оказывают отрицательные воздействия на объекты окружающей среды и представляют угрозу здоровью населения, проживающего в нефтедобывающих районах. Поэтому на промысловых объектах необходимо более эффективно осуществлять технологические, санитарно-технические и организационные мероприятия по контролю за состоянием окружающей среды. Все эти мероприятия позволяют с наименьшим 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 экологической обстановки на территории деятельности предприятия.

5.2 Охрана атмосферного воздуха

За последние 5 лет выбросы в атмосферу загрязняющих веществ сократились с 22000 тонн до 4500 тонн в год. Это было достигнуто благодаря проводимой определенной работой в этом направлении в НГДУ.

Была проведена реконструкция канализационного хозяйства, на ЛОС и ГТП было ликвидировано 12 накопителей. Пущена в работу установка улавливания легких фракций УЛФ, что позволяет ежемесячно улавливать 500-550 тонн нефти.

Подготовка сточной воды переведена на УКНП на герметизированную систему.

Топливно-энергетический комплекс является основным загрязнителем атмосферного воздуха, на долю которого приходится 87% или 66 000 тонн вредных веществ в год.

По сравнению с 2004 годом валовые выбросы снизились на 21,3%

Таблица 15 Количество источников и объемы выбросов, поступающих в атмосферу от промышленных предприятий

Сокращение выбросов достигнуто за счет уменьшения количества источников выбросов и ввода установок улова легких фракций углеводородов в НГДУ ЛН.

С целью уменьшения воздействия автотранспорта на окружающую среду необходимо:

- осуществить вынос крупных автотранспортных предприятий за черту города;

- наладить производство неэтилированного бензина;

применять нейтрализаторы для выхлопных газов и присадки к моторному топливу;

активизировать перевод автомашин на газовое топливо.

5.3 Охрана вод

Систематические наблюдения за состоянием поверхностных водоемов в нефтедобывающих районах юго-западной республики Татарстан были начаты ТатНИПИнефть в 1969 году. Осуществляются силами химико-аналитических лабораторий УПТЖ и НГДУ. С 1991 года к этой работе были привлечены ТГРУ и КГУ. Под наблюдением находятся все реки и малые речки Лениногорского района. В пробах речной воды ежемесячно (НГДУ) и ежеквартально (УПТЖ) определяют содержание нефти (плавающей и эмульгированной), хлоридов, сульфатов, а так же рН, жесткость, общую минерализацию, потребность в кислороде БПК5, тип и концентрацию ПАВ, нитраты и другие.

В настоящее время на территории нефтепромыслов под наблюдением лаборатории охраны природы находятся 14 речек (ежедневно) и 69 родников (ежеквартально).

Благодаря проведенным в очагах загрязнения подземных вод комплексным эколого-гидрологическим исследованиям, источники загрязнения подземных вод в основном известны.

Разработаны мероприятия и методы предотвращения этих загрязнений.

5.4 Охрана земель

В результате упорядочения и более продуманного размещения сооружений, применение кустового и горизонтального бурения скважин значительно сократится отвод земель под нефтяные объекты. Так в начале 90-х годов под сооружениями и коммуникациями АО «Татнефть» находилось более 55 тыс. га, а в настоящее время -34 тыс. га, хотя фонд пробуренных скважин за этот период возрос в 1,3 раза.

Наряду с сокращением отвода земель за счет применения новых технологий бурения и разработки месторождений, нефтяникам уделяется большое внимание сохранения плодородия почв. В среднем сегодня возвращается прежним пользователям на 1500 га сельхоз. угодий АО «Татнефть».

Длительное время, нередко десятилетиями, хранились в открытых амбарах т.н. нефтешламы, оставшиеся в наследство от прошлого. Для утилизация создано совместное предприятие. Более полумиллиона тонн нефтешламов уже переработаны по технологии, разработанной учеными «ТатНИПИнефть», предприятием «Татойлгаз» совместно с Германией. Эта работа продолжается, а для предотвращения дальнейшего накопления шламов, загрязняющих природную среду, разработана технология без амбарного бурения с использованием передвижных буровых установок.

Из года в год в НГДУ «ЛН» уменьшаются площади нарушенных земель.

Это достигнуто за счет уменьшения аварийности на трубопроводах, а так же большой положительный эффект оказала остановка бригад ПРС, КРС и строительных организаций на период весенней распутицы. Кроме того, большая часть бригад ПРС в НГДУ «ЛН» переведены на колесный ход, что резко позволило уменьшить порчу земель.

Продолжаются работы по охране недр и окружающей среды:

а) Исследование и наращивание цемента за кондуктором;

б) Исследование и герметизация колонн;

в) Физическая ликвидация скважин в санитарно-защитных зонах населенных пунктов рек и ручьев, а так же в зонах питания родников.