Установка депарафинизации скважин – | | |

Передвижные агрегаты для депарафинизации скважин

Разработка месторождений, где залегает парафинистая нефть, связана с постоянной необходимостью борьбы с отложениями парафина и других веществ, которые содержатся в добываемом полезном ископаемом, на стенках труб скважины. Для этого используют множество средств, среди которых один из наиболее эффективных – это агрегаты для депарафинизации скважин на шасси грузовых автомобилей большой проходимости. Об этих устройствах мы и поговорим более подробно в материале ниже.

Методы депарафинизации скважин

Депарафинизация скважин производится несколькими способами:

  • Химический. Производится растворение парафиновых отложений с помощью химических реактивов, которые помещаются в скважину. Технология отличается высокой стоимостью и длительными сроками выполнения. Кроме того, химические вещества изменяют состав нефти.
  • Механический. Удаление производится с помощью механических скребков и ершей, которые опускаются в трубу, по которой выкачивается нефть.
  • Термический. Производится расплавление парафиновых отложений с помощью горячего пара или нефти, нагнетаемых в трубу.

Использование АДПМ для депарафинизации скважин

Для удаления парафина со стенок скважин тепловым методом используются агрегаты депарафинизации передвижные модернизированные (АДПМ). Они представляют собой мобильные комплексы, которые могут передвигаться от одного месторождения (скважины) к другому и выполнять возложенные на них задачи в местах с дефицитом водного ресурса.

Основой для изготовления АДПМ служит шасси грузового автомобиля высокой проходимости. Существуют подобные агрегаты, смонтированные на базе автомобильного прицепа или на санях.

Типовая конструкция АДПМ состоит из следующих элементов:

  • Нагревательного котла. Этот агрегат служит для нагрева до нужной температуры воды или нефти с целью последующего расплавления парафина. Нагрев рабочей среды производится до температуры в + 150 градусов Цельсия (вода при этом превращается в пар.
  • Управляющего оборудования. Щиток с элементами управления может находится в кабине грузового автомобиля или на внешней платформе.
  • Насосов. Осуществляют забор технологической жидкости из емкости и подачу его по трубопроводам в скважину для депарафинизации.
  • Контрольно-измерительных приборов. Необходимы для контроля за показателями работы нагревательного и насосного оборудования.
  • Трубопроводов. Используются для забора и подачи жидкости.

Приведение в действие узлов и механизмов АДПМ осуществляется путем отбора мощности от силового агрегата грузового автомобиля. В случае стационарного или санного исполнения устройство работает за счет собственного двигателя. Чтобы уменьшить нагрузку на двигатель подключение осуществляется через редукторы.

Для хранения технологической жидкости, которая используется в работе (техническая вода или нефть) используются автомобильные цистерны. Возможен забор жидкости из источника нефтедобычи, водоема или водяной скважины с помощью насосного оборудования АДПМ.

После нагрева в котле горячася жидкость с помощью трубопроводов подается в нефтяную скважину, где расплавляет парафиновые отложения на стенках труб, после чего они выводятся в сборную линию промысла. Возможно выполнение продавочных работ, для чего жидкость подается в трубы напрямую, минуя нагревательный агрегат.

Основные преимущества АДПМ состоят в следующем:

  • Установка может работать полностью автономно и самостоятельно перемещаться в нужное место.
  • Оборудование предназначено для работы при температуре окружающего воздуха от – 40 до + 40 градусов Цельсия.
  • Агрегат способен нагреть технологическую жидкость до нужной температуры за очень короткое время (не более 20 минут с момента пуска).
  • Оборудование способно перекачивать до 3 кубометров жидкости в час.

Агрегаты депарафинизации нефти – это наиболее эффективные устройства, которые служат для быстрой очистки скважин от отложений парафина на стенках. Они позволяют с минимальными затратами времени и средств выполнить все технологические операции и возобновить добычу с начальной эффективностью.

unisteam.com

Установка для депарафинизации нефтедобывающих скважин

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.

 

Настоящее изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для оборудования нефтедобывающих скважин.

Известна установка для депарафинизации нефтегазовых скважин (патент РФ №2166615, МКИ Е 21 В 37/00, опубл. 10.05.2001 г. Б.И. №13), содержащая нагревательный кабель, спускаемый в зону возможного парафинообразования, и соединенную с кабелем систему управления его нагрева. Перед спуском в скважину свободный конец кабеля сначала пропускают под натяжной ролик, через направляющий ролик и сальниковое уплотнение, затем кабель вручную проталкивают в скважину на глубину 15-50 метров, после чего кабель начинает опускаться в скважину под собственным весом, а потом метров через 100 спуск кабеля осуществляют с притормаживанием лебедки каротажной установки, на которой намотан кабель.

При большом давлении в устье скважины (более 10 атм) на начальном этапе спуска кабеля возникает сила, выталкивающая кабель из скважины. Для устранения этого требуется приостановить работу скважины на это время путем ее глушения, что вызывает определенные трудности запуска скважины после опускания кабеля на заданную глубину. Аналогичные проблемы возникают и при подъеме кабеля из скважины. Задачей настоящего изобретения является обеспечение нормальных условий для спуска нагревательного кабеля на начальном этапе от устья скважины до 100 метров.

Поставленная задача решается тем, что установка для депарафинизации нефтедобывающих скважин, содержащая нагревательный кабель, размещенный в зоне возможного парафинообразования и соединенную с ним систему управления его нагревом, согласно изобретению 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

Согласно изобретению на нагревательном кабеле установлен с возможностью охвата, по меньшей мере, один хомут, который размещен на устьевом сальнике и оборудован противовыбросовым тросом.

В дальнейшем предлагаемое изобретение поясняется конкретным примером его выполнения и прилагаемыми чертежами, на которых изображены:

Фиг.1 - общий вид установки для депарафинизации нефтедобывающих скважин согласно изобретению;

Фиг.2 - транспортер опускания и извлечения нагревательного кабеля из скважины;

Фиг.3 - пара роликов с пропущенным между ними нагревательным кабелем;

Фиг.4 - противовыбросовое крепление нагревательного кабеля на устье скважины.

На опоре 1 (фиг.1), которая вмонтирована в бетонном фундаменте, размещено крепежное устройство 2 с натяжным роликом 3, через который пропущен нагревательный кабель (далее кабель) 4. Один конец кабеля 4 подключен к соединительной коробке 5, к которой, с другой стороны, подведен и подключен силовой кабель 6. Другой конец силового кабеля 6 введен в систему управления нагревом кабеля 4, выполненную, например, в виде автоматизированного регулируемого источника электропитания (АРИЭ) 7, к которому подведена силовая линия (на фиг.1 не показана) напряжением 380 В.

На бетонной площадке располагается устьевое оборудование: на верхнем, горизонтально расположенном фланце 8 которого установлен роликовый блок 9 с направляющим роликом 10. Через ролик 10 и устьевой сальник 11 типа СУСГ кабель 4 опускается в насосно-компрессорную трубу 12. При этом на фланце 13 крепежного устройства 14 закреплен транспортер 15 (фиг.2) с приводными механизмами 16 и 17 и регулировочным винтом 18. На верхней части насосно-компрессорной трубы 12 установлен сальник 11 с затяжной муфтой 19. На насосно-компрессорной трубе 12, на устье скважины размещен главный превентор 20 и имеется отвод 21 нефти к трубопроводу (на фиг. не показан).

Транспортер 15 (фиг.2) кабеля 4 содержит разъемный корпус, в котором размещены попарно взаимодействующие ролики 22i...22n одной группы и ролики 23i...23n другой группы для пропускания между ними кабеля 4, и шестерни 24

i...24n и 25i...25n, установленные на осях соответствующих роликов 22i...22n и 23i...23n. Одна группа роликов 22i...22n подсоединена к приводному механизму 16, а другая группа роликов 23i...23n - к приводному механизму 17, причем ролики разбиты на группы поочередно.

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 22i, 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 22

2
, 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

Настоящее изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для оборудования нефтедобывающих скважин.

Известна установка для депарафинизации нефтегазовых скважин (патент РФ №2166615, МКИ Е 21 В 37/00, опубл. 10.05.2001 г. Б.И. №13), содержащая нагревательный кабель, спускаемый в зону возможного парафинообразования, и соединенную с кабелем систему управления его нагрева. Перед спуском в скважину свободный конец кабеля сначала пропускают под натяжной ролик, через направляющий ролик и сальниковое уплотнение, затем кабель вручную проталкивают в скважину на глубину 15-50 метров, после чего кабель начинает опускаться в скважину под собственным весом, а потом метров через 100 спуск кабеля осуществляют с притормаживанием лебедки каротажной установки, на которой намотан кабель.

При большом давлении в устье скважины (более 10 атм) на начальном этапе спуска кабеля возникает сила, выталкивающая кабель из скважины. Для устранения этого требуется приостановить работу скважины на это время путем ее глушения, что вызывает определенные трудности запуска скважины после опускания кабеля на заданную глубину. Аналогичные проблемы возникают и при подъеме кабеля из скважины. Задачей настоящего изобретения является обеспечение нормальных условий для спуска нагревательного кабеля на начальном этапе от устья скважины до 100 метров.

Поставленная задача решается тем, что установка для депарафинизации нефтедобывающих скважин, содержащая нагревательный кабель, размещенный в зоне возможного парафинообразования и соединенную с ним систему управления его нагревом, согласно изобретению 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

Согласно изобретению на нагревательном кабеле установлен с возможностью охвата, по меньшей мере, один хомут, который размещен на устьевом сальнике и оборудован противовыбросовым тросом.

В дальнейшем предлагаемое изобретение поясняется конкретным примером его выполнения и прилагаемыми чертежами, на которых изображены:

Фиг.1 - общий вид установки для депарафинизации нефтедобывающих скважин согласно изобретению;

Фиг.2 - транспортер опускания и извлечения нагревательного кабеля из скважины;

Фиг.3 - пара роликов с пропущенным между ними нагревательным кабелем;

Фиг.4 - противовыбросовое крепление нагревательного кабеля на устье скважины.

На опоре 1 (фиг.1), которая вмонтирована в бетонном фундаменте, размещено крепежное устройство 2 с натяжным роликом 3, через который пропущен нагревательный кабель (далее кабель) 4. Один конец кабеля 4 подключен к соединительной коробке 5, к которой, с другой стороны, подведен и подключен силовой кабель 6. Другой конец силового кабеля 6 введен в систему управления нагревом кабеля 4, выполненную, например, в виде автоматизированного регулируемого источника электропитания (АРИЭ) 7, к которому подведена силовая линия (на фиг.1 не показана) напряжением 380 В.

На бетонной площадке располагается устьевое оборудование: на верхнем, горизонтально расположенном фланце 8 которого установлен роликовый блок 9 с направляющим роликом 10. Через ролик 10 и устьевой сальник 11 типа СУСГ кабель 4 опускается в насосно-компрессорную трубу 12. При этом на фланце 13 крепежного устройства 14 закреплен транспортер 15 (фиг.2) с приводными механизмами 16 и 17 и регулировочным винтом 18. На верхней части насосно-компрессорной трубы 12 установлен сальник 11 с затяжной муфтой 19. На насосно-компрессорной трубе 12, на устье скважины размещен главный превентор 20 и имеется отвод 21 нефти к трубопроводу (на фиг. не показан).

Транспортер 15 (фиг.2) кабеля 4 содержит разъемный корпус, в котором размещены попарно взаимодействующие ролики 22i... 22n одной группы и ролики 23i... 23n другой группы для пропускания между ними кабеля 4, и шестерни 24i...24n и 25 i...25n, установленные на осях соответствующих роликов 22i...22n и 23i...23n. Одна группа роликов 22i...22n подсоединена к приводному механизму 16, а другая группа роликов 23i ...23n - к приводному механизму 17, причем ролики разбиты на группы поочередно.

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 22i, 223 ...22n-1 с рабочими шестернями 24 i, 24з...24n-1 одной группы и ролики 23i, 23з...23n-1 с рабочими шестернями 25i, 25з...25n-1, другой группы, причем шестерни 24 i, 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 23 2, 234...23n другой группы, каждый из которых составляет пару с соответствующим роликом 22i , 223...22n-1 или 23 1, 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.

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

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.freepatent.ru

Отправить ответ

avatar
  Подписаться  
Уведомление о