Установка депарафинизации скважин – | | |

Корпус транспортера 15 выполнен разъемным и состоит из двух частей 26 и 27, которые соединяются, например, с помощью шарниров 28, при этом часть корпуса 26 является приводной. Причем, например, в части 26 размещены поочередно установленные ролики 22_i, 22₃…_{22n-1 с рабочими шестернями 24i, 24з…24n-1 одной группы и ролики 23i, 23з…23n-1 с рабочими шестернями 25i, 25з…25n-1, другой группы, причем шестерни 24i, 24з…24n-1 и шестерни 25i, 25з…25n-1 установлены с возможностью взаимодействия с паразитными шестернями 29. В другой части корпуса 27 размещены ролики 222, 224…22n одной группы и ролики 232, 234…23n другой группы, каждый из которых составляет пару с соответствующим роликом 22i, 223…22n-1 или 231, 233…23n-1 данной группы.}

Кроме того, корпус снабжен стягивающим элементом 30, который, стягивая части 26 и 27 корпуса, регулирует мощность работы транспортера 15.

После завершения спуска кабеля 4 в скважину на всю его длину, и демонтажа транспортера 15, на кабель 4 над устьевым сальником 11 устанавливают страховочные хомуты 31 и противовыбросовый трос 32, который закрепляется к фонтанной арматуре.

Предлагаемая установка для депарафинизации нефтедобывающих скважин работает следующим образом.

На верхний фланец 8 устьевого оборудования устанавливается блок 9 направляющего ролика 10, а на верхнюю часть насосно-компрессорной трубы 12 навинчивается устьевой сальник 11, над затяжной муфтой 19 которого устанавливается крепежное устройство 14 транспортера 15 нагревательного кабеля 4 с фланцем 13.

При проведении всех этих операций во избежание попадания нефти под давлением в верхнюю устьевую часть скважины, перекрывают главный превентор 20. Следует отметить, что транспортер 15 устанавливают на устье скважины при наличии давления долее 10 атм. Перекрыв главный превентор 20, пропускают конец кабеля 4 с лебедки каротажной установки под натяжным роликом 3, через направляющий ролик 10 и устьевой сальник 11 внутрь насосно-компрессорной трубы 12 и опускают кабель до перекрытого превентора 20. Затем зажимают уплотнение устьевого сальника 11 затяжной муфтой 19 и устанавливают транспортер, надев его на кабель 4. После этого закрывают корпус транспортера 15, пропустив кабель 4 между парами роликов 22_i…_{22n и 23i…23n, стягивают части 26 и 27 корпуса транспортера 15 регулировочным стягивающим элементом 30, создавая при этом такое усилие прижатия роликов к кабелю 4, которое обеспечивало бы достаточное трение между роликами и кабелем для передачи необходимого усилия (мощности), противодействующего выталкивающей силе, действующей на кабель 4 из скважины устьевым давлением, при опускании кабеля 4 в скважину, предварительно открыв превентор 20. После этого включают электрические или пневматические приводные механизмы 16 и 17 транспортера 15.}

Опускание кабеля 4 с помощью транспортера 15 осуществляют на глубину, при которой вес спущенного в скважину кабеля 4 станет равным выталкивающей силе давления из скважины. Далее кабель 4 будет опускаться в скважину под собственным весом.

После спуска кабеля 4 на заданную глубину зоны возможного парафинообразования, второй конец кабеля 4, освободив его от лебедки каротажной станции, подключают электрически к силовому кабелю 6 через соединительную коробку 5. Затем в АРИЭ 7 в ручном режиме устанавливают расчетную величину температуры нагрева кабеля 4, гистерезис (выбранную температуру остывания кабеля 4), и временной режим цикличной работы (интервал времени работы). Регулирует режим работы нагрева кабеля 4 таким образом, чтобы температура по всей его длине в скважине по меньшей мере 3-4 часа в сутки была на 5-50° С выше температуры плавления парафина.

Причем при подъеме кабеля 4 приводные механизмы 16 и 17 подсоединены к транспортеру 15 так, что обеспечивается заданная скорость и необходимое усилие для равномерного движения нагревательного кабеля 4, оставшегося в скважине, компенсируя выталкивающую силу устьевого давления, работой транспортера.

1. Установка для депарафинизации нефтедобывающих скважин, содержащая нагревательный кабель, размещенный в зоне возможного парафинообразования, и соединенную с ним систему управления его нагревом, отличающаяся тем, что она снабжена двухприводным транспортером нагревательного кабеля, выполненным с возможностью обеспечения спуска и подъема в скважине нагревательного кабеля с учетом компенсации выталкивающей силы устьевого давления на нагревательный кабель и содержащим разъемный корпус, состоящий из двух частей и снабженный регулировочным стягивающим элементом, связанным с его частями для создания усилия прижатия к нагревательному кабелю двух групп роликов с осями, установленных в разъемном корпусе, при этом на осях роликов установлены шестерни, одна группа роликов подсоединена к одному приводу, а другая — к другому для обеспечения возможности передачи вращения через шестерни парам роликов.

2. Установка по п.1, отличающаяся тем, что на нагревательном кабеле установлен с возможностью охвата, по меньшей мере, один хомут, который размещен на устьевом сальнике и оборудован противовыбросовым тросом.

www.findpatent.ru

Депарафинизация — скважина — Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Депарафинизация — скважина

Cтраница 2

Установка промысловая паровая передвижная ППУА-1600 / 100 предназначена для депарафинизации скважин, наземных трубопроводов, арматуры и другого нефтепромыслового оборудования.  [16]

Методом горячей прокачки пользуются, в основном, для депарафинизации скважин, и при наличии АДП этот метод широко распространен.  [17]

Установки ППУА-1200 / 100 и ППУА-1600 / 100 предназначены для депарафинизации скважин, промысловых и магистральных нефтепроводов, отогрева замороженных участков наземных коммуникаций.  [18]

В этих условиях различные нефтяные компании применяют весьма разнообразные методы депарафинизации скважин, причем ни один из них не является универсальным. Поэтому на одном и том же нефтяном месторождении используют самые различные методы борьбы с отложением парафина: механические, термические, химические и их комбинации.  [19]

Рабочие, занятые цементированием скважин, гидравлическим разрывом пластов, промывкой, продавкой и депарафинизацией скважин, премируются за качественное выполнение работ в срок и досрочно в размере до 30 % тарифной ставки.  [20]

Агрегат для депарафинизации нефтяных скважин АДПМ-12 / 150 — У1 ( рис. 2.2.11) предназначен для депарафинизации скважин горячей нефтью при температуре воздуха от — 45 до 40 С. Наличие технологических и вспомогательных трубопроводов дает возможность быстро подключать агрегат к скважине и емкости с нефтью. Агрегат легко запускается в работу, нефть нагревается до установленной температуры за 20 мин с момента пуска.  [22]

Возможные опасности при использовании химреагентов достаточно подробно описаны в разделе 7.7. В настоящее время применяется много химреагентов для депарафинизации скважин, в том числе и импортных, поэтому в каждом случае следует изучить характеристику рекомендованного реагента и принять соответствующие меры безопасности.  [23]

Паровая установка ППУ-3, монтируемая на шасси автомобиля КрАЗ — 219 или на металлических санях ( см. рис. 13 — 10), предназначена для депарафинизации скважин и прогрева трубопроводов и цистерн с нефтью и нефтепродуктами. Эта установка оборудована прямоточным котлом системы проф.  [25]

Агрегат АДПМ-12 / 150 ( агрегат для депарафинизации, передвижной, модернизированный, производительностью 12 м3 / ч с наибольшей температурой нагрева нефти 150 С) предназначен для депарафинизации скважин горячей нефтью, а также для других технологических операций, где требуется подача продавочной жидкости под высоким давлением в условиях умеренных и холодных мак-роклиматических районов.  [26]

Каждый вид работы обусловлен специфическими требованиями Так, при гидравлическом разрыве пласта и гидролескоструйной перфорации требуются повышенные рабочие давления, при кислотной обработке скважин насосы должны быть выполнены в коррозийно-стойком исполнении, при депарафинизации скважин агрегаты должны гарантировать работу с жидкостями с повышенной температурой.  [28]

Мероприятия по устранению причин несчастного случая предусматривают: проведение обследования скважин, на которых с нарушением технических условий произведена герметизация пространства между эксплуатационной колонной и кондуктором; обозначение опасных зон с установкой предупредительных знаков при проведении технологических операций по депарафинизации скважин; проведение обучения и аттестации работников ООО Техно, выполняющих работы по промывке скважин.  [29]

Мероприятия по устранению причин несчастного случая предусматривают: наличие схемы расстановки техники для депарафини-зации скважин; дополнение инструкции для машинистов АДПМ — результаты опрессовки линии промывки и агрегата АДПМ заносить в вахтовый журнал участка с подписями ИТР, машиниста АДПМ и оператора по добыче нефти; проведение работ по депара-финизации только при наличии клапана-отсекателя в составе ФА; дополнение инструкции оператора по добыче нефти разделом Проведение работ по депарафинизации скважин; проведение внеочередного инструктажа и проверки знаний ПБ и ОТ руководителей и персонала предприятия.  [30]

Страницы:      1    2    3

www.ngpedia.ru

Установка депарафинизации скважин УДС МДС ПАДУ ПАДУС УДС-1т

Описание: Назначение: Для механической очистки от парафина внутренней полости лифтовых, фонтанных и оборудованных электрическими центробежными насосами скважин. Устройство: Установка выполнена в виде рамы, на которой установлен мотор-редуктор и барабан с проволокой. Вся конструкция закрывается кожухом, защищая тем самым её от механических и атмосферных воздействий. Управление установкой осуществляется с помощью выносного пульта, который устанавливается возле самой установки на трубостойке. Подключение установки к внешней сети осуществляется при помощи кабелей. Преимущества:в устройстве применен мотор-редуктор, что улучшило центрацию осей редуктора и двигателя; а также уменьшает массу и габариты установки; усилен барабан; усилено крепление рычага ручного тормоза; окраска узлов и деталей выполнена с использование современных порошковых технологий, что повышает долговечность конструкций; применение мотор-редуктора повлекло изменение механизма «перегруза», который установлен на валу редуктора внутри корпуса. Устройство позволяет регулировать предельное усилие натяжения проволоки в диапазоне 80–120 кг, для этого в механизме «перегруза» вмонтированы шкала и рычажок для настройки; установка ПАДУ-3С оборудована счетчиком, позволяющим учитывать глубину опускания скребка. Технические характеристики максимальная глубина очистки, м — 1500; число скребков, шт — 1; режим работы — полуавтоматический; усилие срабатывания предохранительного устройства, кг — 80–120; редуктор-МЧ-80 с передаточным числом 1:50; электродвигатель асинхронный мощностью 1, 1кВт 1000об/мин; скорость подъема скребка — 0, 32–0, 45м/с; скорость спуска скребка — 0, 5–2м/с; напряжение питания — 380В; габаритные размеры, мм — 1020×520×680; масса установки с проволокой, кг — 270.

Телефон: 88552367637

Дата публикации: 5 февраля 2017

Местонахождение: Сургут, Ханты-Мансийский АО, Россия

promplace.ru

Депарафинизация — скважина — Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 3

Депарафинизация — скважина

Cтраница 3

Существуют две схемы депарафинизации скважин горячей жидкостью: кольцевая и центральная. При кольцевой системе депарафинизации скважин колонну насосно-компрессорных труб промывают горячей жидкостью без остановки самой скважины. Подаваемая в затрубное пространство подогретая до температуры 80 — 100 С горячая жидкость в насосной скважине проходит через газовый якорь, насос и поступает в колонну насосно-компрессорных труб, где растворяет отложившийся в них парафин. При промывке контролируют температуру выходящей из скважины жидкости. Если выходящая из скважины жидкость имеет температуру 40 — 50 С, то процесс депарафинизации прекращается.  [31]

Передвижная котельная установка ППУ-3 ( рис. 13 — 11) смонтирована в кузове санного прицепа, буксируемого трактором. Она используется на нефтепромыслах для депарафинизации скважин и прогрева нефтепроводов. Паровой котел прямоточного типа ( см. рис. 5 — 3) расположен в средней части кузова.  [32]

Эффективное воздействие на отложение парафина оказывает ускорение поперечных колебаний. Определены величины ее для различных условий депарафинизации туймазинских скважин.  [33]

Скворцовым и Ельяшевичем был применен метод электрической депарафинизации скважин, заключающийся в следующем.  [34]

Возможные рпасности при использовании химреагентов достаточно подробно описаны в части I. В настоящее время применяется много химреагентов для депарафинизации скважин, в том числе и импортных, поэтому в каждом случае следует изучить характеристику рекомендованного реагента и принять соответствующие меры безопасности.  [35]

Наиболее экономичным и простым в эксплуатации по сравнению с указанными способами депарафинизации скважин горячей нефтью является применение передвижной депарафинизацион-ной установки типа АДП.  [36]

Передвижные паровые котлы применяют для теплоснабжения различных установок с небольшим расходом пара. Широкое применение передвижные паровые котлы нашли на нефтепромыслах и складах горючесмазочных материалов, где водяной лар используется для депарафинизации скважин, прогрева трубопроводов, цистерн и других нужд.  [37]

Практика показывает, что электрические методы депарафинизации скважин экономичнее, чем механические и термические, однако на пути их широкого распространения стоят пока некоторые трудности, связанные с использованием в качестве источника тока промысловых электрических сетей. Разрешение этих трудностей можно иметь в создании передвижных электродепарафинизационных установок с генераторами постоянного тока, при наличии которых процесс депарафинизации скважин был бы независим от работы прочих промысловых установок.  [38]

После заполнения крана смазкой нажимной болт необходимо поставить в исходное положение. Рекомендуется ввинтить его на половину длины, чтобы в процессе эксплуатации продавливать смазку на уплотнительные поверхности вращением нажимного болта на пять-шесть оборотов. Если давление среды в скважине близко к рабочему давлению крана-14 МПа, то смазку рекомендуется подавать при помощи нажимного болта после трех — пяти поворотов крана. Обязательно проводят поднабив-ку смазки после депарафинизации скважин паром и других технологических операций, проводимых при давлениях, близких к рабочему.  [39]

С помощью промывочного агрегата легкой нефтью заполняют емкость, которая может находиться на самом агрегате или на его прицепе. Наполненную нефтью емкость подают к промысловой котельной, где с помощью пара ее подогревают. Процесс подогрева легкой нефти объемом 3 м3 до температуры 80 — 85 С занимает в среднем 40 — 45 мин. Емкость с подогретой нефтью подвозят — агрегатом к скважине и ведут депарафинизацию скважины.  [41]

При содержании в нефти 2 — 3 % и более парафина наблюдаются интенсивные его отложения в трубах, закрывающие значительную часть их сечения. На промыслах Татарии интервал отложения парафина достигает 800 — 900 м от устья. Выпадение из нефти твердой фазы происходит вследствие понижения температуры и перехода части легких фракций в паровую фазу при движении нефти к устью скважины, что сопровождается ухудшением ее растворяющих свойств. Отложения парафина удаляют механическими, тепловыми и физико-химическими методами. Для удаления парафина в скважинах, эксплуатирующихся штанговыми насосными установками, применяют непрерывную очистку труб скребками различных конструкций, установленных на колонне штанг, и нагрев подъемных труб паром или горячей нефтью, закачиваемой в затрубное пространство. Температура плавления парафинов ( углеводородов состава С17 — С35) от 27 до 71 С, а церезинов ( С36 — С55) — от 65 до 88 С. Для производства пара используется передвижная установка ППУ-ЗМ с производительностью 1 т пара в час, максимальная температура пара 310 С. Для депарафинизации скважин нагретой нефтью применяют агрегат 1АДП — 4 — 150, который также можно использовать для депарафинизации нефтепроводов, мерников, сепараторов.  [42]

При содержании в нефти 2 — 3 % и более парафина наблюдаются интенсивные его отложения в трубах, закрывающие значительную часть их сечения. На промыслах Татарии интервал отложения парафина достигает 800 — 900 м от устья. Выпадение из нефти твердой фазы происходит вследствие понижения температуры и перехода части легких фракций в паровую фазу при движении нефти к устью скважины, что сопровождается ухудшением ее растворяющих свойств. Отложения парафина удаляют механическими, тепловыми и физико-химическими методами. Для удаления парафина в скважинах, эксплуатирующихся штанговыми насосными установками, применяют непрерывную очистку труб скребками различных конструкций, установленных на колонне штанг, и нагрев подъемных труб паром или горячей нефтью, закачиваемой в затрубное пространство. Температура плавления парафинов ( углеводородов состава С17 — С35) от 27 до 71 С, а церезинов ( Сзв — С65) — от 65 до 88 С. Для производства пара используется передвижная установка ППУ-ЗМ с производительностью 1 т пара в час, максимальная температура пара 310 С. Для депарафинизации скважин нагретой нефтью применяют агрегат 1АДП — 4 — 150, который также можно использовать для депарафинизации нефтепроводов, мерников, сепараторов.  [43]

Страницы:      1    2    3

www.ngpedia.ru

установка для депарафинизации нефтедобывающих скважин — патент РФ 2246606

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для оборудования нефтегазодобывающих скважин. Установка для депарафинизации нефтедобывающих скважин содержит нагревательный кабель, расположенный в зоне возможного парафинообразования и соединенную с ним систему управления его нагревом. Установка снабжена двухприводным транспортером нагревательного кабеля, выполненным с возможностью обеспечения спуска и подъема в скважине нагревательного кабеля с учетом компенсации выталкивающей силы устьевого давления на нагревательный кабель. Транспортер содержит разъемный корпус, состоящий из двух частей и снабженный регулировочным стягивающим элементом, связанным с его частями для создания усилия прижатия к нагревательному кабелю двух групп роликов. Ролики с осями установлены в разъемном корпусе. На осях роликов установлены шестерни. Одна группа роликов подсоединена к одному приводу, а другая – к другому для обеспечения возможности передачи вращения через шестерни парам роликов. На нагревательном кабеле установлен с возможностью охвата, по меньшей мере, один хомут, который размещен на устьевом сальнике и оборудован противовыбросовым тросом. Изобретение обеспечивает создание нормальных условий для спуска нагревательного кабеля на начальном этапе от устья скважины до 100 м. 1 з.п. ф-лы, 4 ил.

Рисунки к патенту РФ 2246606