Меню Рубрики

Установка прогрева колонны нкт

Насосно-компрессорные трубы – зачем они нужны?

При эксплуатации нефтяных и газовых скважин, по которым транспортируются жидкие и газообразные вещества, активно используются насосно-компрессорные трубы (НКТ). О них и пойдет речь в данной статье.

1 Насосно-компрессорные трубы – характеристики и классификация

При помощи данных труб, работающих в условиях агрессивных сред, с коими они постоянно взаимодействуют, и серьезных механических нагрузок, газ и жидкости могут доставляться до поверхности скважин от продуктивной зоны. НКТ-изделия, кроме того, оберегают от эрозии и коррозионных явлений, асфальтенов и парафиновых наложений обсадные трубы за счет того, что используются в качестве изолятора транспортируемых потоков от стен скважины. Их также применяют для проведения специальных спуско-подъемных и ремонтных работ.

В связи со всем вышесказанным можно выделить четыре главных свойства, коими обязательно должны обладать описываемые изделия. К таковым относят:

  • проходимость труб в сложных местах стволов скважин (например, на участках сильного искривления);
  • безупречную герметичность соединений колонн изделий;
  • высокую износостойкость;
  • достаточную прочность.

НКТ устанавливаются в скважину с применением пакеров (фиксирующие элементы) после того, как были смонтированы и зацементированы обсадные трубы. Соединение отдельных секций НКТ-труб, которые могут иметь длину до 11,5 метров, осуществляется при помощи муфт. Сечение насосно-компрессорных изделий может варьироваться в достаточно-таки широких пределах от 50,8 до 139,7 миллиметров (соответственно, от 2 до 5,5 дюймов).

Классифицируются рассматриваемые трубы по нескольким характеристикам. Одна из них – вид выкачиваемого флюида. В зависимости от него изделия могут быть предназначены для:

  • газо- и водонагнетающих скважин;
  • нефтяных скважин;
  • скважин по добыче тяжелой нефти (иначе говоря – битума);
  • газовых скважин.

Отечественный стандарт на насосно-компрессорные трубы (ГОСТ 633–80) подразделяет изделия на три типа:

  • гладкие муфтовые трубы треугольного профиля с конической резьбой с высокими показателями хладостойкости и пластичности;
  • гладкие с узлом уплотнения;
  • высокогерметичные гладкие муфтовые изделия трапецеидального профиля с конической резьбой;
  • гладкие муфтовые треугольного профиля с конической резьбой.

Аналогом российского Государственного стандарта является API 5CT – нормативный документ США, который принят в ряде стран мира.

2 Колонны НКТ – особенности монтажа, важные свойства

Насосно-компрессорные изделия в отличие от обсадных труб допускается демонтировать для осуществления их ремонта или замены определенного участка трубопровода. Причем выполнять данную операцию извлечения можно 2–3 раза за время эксплуатации изделий. В связи с этим при проектировании НКТ-колонн (они представляют собой несколько последовательно соединенных труб) инженеры учитывают необходимость их эффективного, быстрого и безопасного монтажа, а также возможность оперативной переустановки или удаления в случае потребности.

В одной скважине допускается монтаж нескольких колонн НКТ, если добыча производится одновременно с разных горизонтов, либо всего одной. Как правило, установка больше двух колонн в одну скважину проектировщиками не предусматривается. Они чаще направляют свое внимание на то, чтобы скважины комплектовались такими трубами, которые бы могли долго эксплуатироваться и при этом не требовать регулярной замены.

Заметим, что современные изделия НКТ обычно выполняют несколько разных функций, которые позволяют:

  • осуществлять через насосные изделия кислотные работы, обнаружение воды, тестирование системы, измерение давления;
  • перфорировать при комплектации продуктивные горизонты;
  • снижать вероятность возникновения давления между обсадной колонной и трубой (то есть в кольцевом пространстве), обеспечивать циркуляцию выброса на поверхность.

Любая колонна НКТ на сегодняшний день должна:

  • обладать высокой прочностью на растяжение;
  • гарантировать оптимальный поток;
  • не поддаваться нагрузкам, которые образуются при проведении стимуляционных работ (гидроразрывочные мероприятия, кислотная обработка и пр.) в трубопроводе;
  • обеспечивать при транспортировке потока в закрытом состоянии его наибольшее давление (поверхностное);
  • иметь максимальный потенциал эрозии и коррозионный потенциал на протяжении всего времени эксплуатации газовой или нефтяной скважины;
  • комплектоваться надежными муфтами, способными выдерживать растягивающие и сжимающие усилия, а также не давать утечек

Если изделия соответствуют указанным требованиям, колонны способны служить до 20 лет без необходимости их извлечения из скважины.

3 Нюансы производства НКТ и их испытаний

Изготавливаются интересующие нас изделия из разных материалов:

  • стеклопластик: трубы из него обычно монтируются в скважинах с УЭЦН (насосы электроцентробежного типа), утилизационных и нагнетательных скважинах;
  • сталь марок 30ХМА, 30 (горячекатаные листы), 20 и некоторых других: если готовые металлические трубы имеют хотя бы малейшее отклонение от ГОСТ, их переплавляют;
  • сплавы на основе алюминия: дают возможность отказаться от введения в состав конструкций веществ, подавляющих коррозионные проявления, так как характеризуются высоким уровнем противодействия сероводородной коррозии. Небольшой вес алюминиевых труб позволяет также выполнять их большей длины по сравнению с традиционными металлическими конструкциями.
Читайте также:  Установка впускных коллекторов от оки

Многие производители, в том числе и российские, наносят на изделия НКТ специальные покрытия для защиты от коррозии, отложений солей, парафина, гипса, что повышает срок эксплуатации труб и уменьшает количество текущих и плановых ремонтных мероприятий. Покрытиями (лаками с особыми свойствами, эпоксидными смолами, жидким стеклом) обрабатывают внутреннюю поверхность колонн. Отметим, что нержавеющие трубы для обустройства скважин не применяются, поэтому изделия НКТ со спецпокрытиями – это единственный вариант защиты трубопроводов от негативных влияний.

Все насосные трубы подвергаются строгому контролю на:

  • коррозионное сульфидное растрескивание;
  • твердость;
  • растяжение;
  • гидроустойчивость;
  • ударную вязкость.

Если хотя бы по одному пункту испытания не пройдены, изделие отправляется на переработку, использовать его по назначению категорически запрещается.

4 Требования к эксплуатации НКТ

Высокие требования к качеству труб дополняются и особыми условиями их хранения, транспортировки, монтажа. Важно соблюдать следующие правила:

  • Не хранить изделия на земле, следует укладывать их на бруски из древесины, чтобы обезопасить от загрязнения и провисания. Желательно организовывать спецплощадки для складирования труб, если планируется их длительное хранение.
  • Перевозка должна производиться с применением трубовозок механизированного вида, а разгрузка (и погрузка) – с помощью крана. Нельзя транспортировать конструкции волоком.
  • Запрещено бить по муфте кувалдой, чтобы ускорить процесс отвинчивания либо свинчивания НКТ. Облегчить данные процедуры можно путем использования смазки для обработки резьбовых соединений и посредством очистки муфт и резьбы от грязи щеткой с металлическими щетинками.
  • На резьбу труб во время перевозки надевают предохранительные кольца.

Добавим, что, доставая трубы из скважины, их нужно складировать на мостки, между рядами которых устанавливаются деревянные подкладки.

источник

Установка прогрева колонны нкт

Одна из проблем, серьезно затрудняющих эксплуатацию многих нефтяных месторождений Западной Сибири — образование гидрато-парафиновых пробок (ГПП) в работающих скважинах. Несмотря на интенсивные профилактические меры (скребкование, горячие промывки, использование ингибиторов парафиноотложений) полностью исключить образование ГПП, не удается, что приводит к потерям в добыче нефти, происходящим из-за остановок скважин для проведения восстановительных мероприятий.

Для возвращения скважин в рабочее состояние необходимо принимать серьезные меры по ликвидации гидрато-парафиновой пробки большой протяженности (50-300 м), на что тратятся значительные силы и средства.

Для радикального решения проблемы требуется разработка такой технологии, при которой вовсе отсутствовали бы условия для образования ГПП в скважине, необходимо создание методов, которые были бы направлены не на борьбу с последствиями образования гидрато-парафиновых пробок, а на предотвращение условий их образования.

Технология применения греющего кабеля

Одним из главных факторов способствующих выделению парафина из нефти и образования гидратов является температура. Повышение температуры нефтеводогазовой смеси в НКТ, позволяет избежать образования гидратно-парафиновых пробок. Принцип работы греющего кабеля заключается в нагреве внутреннего пространства насосно-компрессорных труб с помощью специального изолированного нагревательного кабеля, помещенного в интервал интенсивного гидрато-парафиноотложения.

Применение того или иного греющего кабеля определяется способом добычи нефти. Для скважин, оснащенных штанговым глубинным насосом (ШГН), нагреть скважинную жидкость можно с помощью нагревательного кабеля, проложенного только снаружи НКТ (рис. 3.14, а), так как внутри НКТ находится штанга. Для скважин, оснащенных электроцентробежным насосом (ЭЦН), а также фонтанных и газлифтных нагреть скважинную жидкость можно с помощью нагревательного кабеля, опускаемого в НКТ (рис. 3.14, б) через лубрикатор.

Читайте также:  Установка и снятия бензобака на уаз

Рисунок 2.15 — Расположение нагревательных кабелей в скважине:

а) скважина с ШГН, б) скважины с ЭЦН, фонтанные и газлифтные: 1 — насосно-компрессорная труба; 2 — штанга насоса; 3 — кабель; 4 — обсадная колонна.

С помощью пакета прикладных программ ANSYS моделировалось температурное поле в поперечном сечении скважины, оно вычислялось из условия, что дебит равен нулю (рис. 3.15).

Из рисунка видно, что при мощности кабеля 100 Вт/м температура нефти в НКТ составит 47 °С, в то время как при нагреве самонесущим кабелем, расположенным в НКТ, 43 °С при мощности 24 Вт/м.

Следовательно, нагрев кабелем, расположенным внутри НКТ, требует в несколько раз меньшей мощности, чем нагрев кабелем, расположенным снаружи НКТ.

Рисунок 3.15 — Распределение температуры в поперечном сечении скважины в интервале выпадения парафина:

а) при мощности 100Вт/м для кабеля, расположенного с внешней стороны НКТ;

б) при мощности 24Вт/м для кабеля, расположенного внутри НКТ

К числу методов по борьбе с гидратно-парафиновыми пробками, применяемым на предприятии, относятся: спуск-подъем скребков, горячая обработка скважин нефтью. Данные методы требуют значительных материальных затрат и затрат трудовых ресурсов, а также не всегда оказываются эффективными, что приводит к длительным простоям скважин.

В качестве профилактических мер с 2005 года ОАО «Аганнефтегазгеология» приступило к использованию греющего кабеля, что позволило получить ощутимый экономический эффект.

На данный момент греющим кабелем оборудованы 7 скважин, являющиеся самыми проблемными в плане образования гидрато-парафиновых пробок.

Техника и оборудование для осуществления прогрева скважин греющим кабелем

Технология реализуется с помощью установки по прогреву скважин (УПС). УПС позволяет в автоматическом режиме управлять прогревом и обеспечивать защиту нагревательного элемента.

1. Нагревательного элемента.

2. Станции управления прогревом.

3. Силового трансформатора.

Нагревательный элемент представляет собой специальный термобаростойкий, сложно изготовленный кабель, устойчивый к воздействию агрессивных сред (рис. 3.16). Рабочая часть нагревательного элемента имеет изоляционную оболочку, изготовленную из высокотемпературных материалов (фторопласт, сополимер пропилена), на которую затем накладывается броня из стальной оцинкованной проволоки в два повива. На верхний повив накладывается защитная оболочка из синтетического материала.

Рисунок 3.16 — Греющий кабель КГн12х2,5-55-90-Оа — 25,8

1-центральная жила; 2-оболочка датчиков; 3-контрольные жилы; 4-изоляция контрольных жил; 5,10 — теплопроводный заполнитель; 6,11 — обмотка; 7,12,13 — промежуточная оболочка; 8-токопроводящие жилы нагревательных элементов; 9-разделяющие жгуты; 14,15 -1-й и 2-й повив брони.

Нагревательный элемент выполняется с коаксиальными обмотками таким образом, что на центральную нагревательную жилу приходится 20% подаваемой электрической мощности, оставшиеся 80% электрической мощности выделяются на коаксиальный проводник, расположенный ближе к поверхности нагревательного элемента. С целью контроля за работой нагревательного элемента в его единую технологическую цепь монтируются датчики температуры.

Спуск нагревательного элемента в скважину проводится с помощью специализированных геофизических подъемников, снабженных необходимым оборудованием. После спуска нагревательного элемента в скважину он закрепляется и герметизируется с помощью специального крепления и сальникового устройства.

Станция управления прогревом предназначена для контроля и управления процессом прогрева жидкости в объеме лифтовых труб эксплуатационных скважин.

Станция управления прогревом включает в себя: входной рубильник, входной автоматический выключатель, устройство защитного отключения по току утечки, трехфазный тиристорный управляемый выпрямитель для бесконтактного включения / выключения, терморегуляторы для регулирования и контроля рабочего процесса, приборы измерения тока и напряжения, приборы измерения и управления температурой нагревательного элемента, индикаторы неисправностей.

Станция управления прогревом позволяет:

— осуществлять и прекращать подачу электрического тока на нагревательный элемент;

— контролировать ток, протекающий через нагревательный элемент;

— контролировать напряжение, приложенное к нагревательному элементу;

— регулировать температуру нагревательного элемента в скважине;

Читайте также:  Установка газового баллона на классике

— прекращать подачу электрического тока или ограничивать ее при отключении станции управления работой УЭЦН;

— измерять температуру добываемой жидкости в термокармане, врезанном в нефтесборный коллектор;

— измерять и регулировать температуру внутри герметичного шкафа станции управления прогревом;

— автоматически отключать силовой пускатель (снимать напряжение с силового трансформатора и, соответственно, нагревательного элемента) от промышленной сети при наличии тока утечки, а также управлять другими устройствами с помощью контакта промежуточного реле.

Силовой трансформатор. Питание нагревательного элемента производится в зависимости от скважинных условий: либо непосредственно от промышленной сети напряжением 380В, либо при необходимости увеличения мощности прогрева через силовой трансформатор.

Во время работы установки по прогреву, станции управления накапливает и систематизирует данные температур, токов и напряжений в функции времени. Временные периоды снятия отчетов указанных параметров могут устанавливаться в произвольной форме. В дальнейшем эти параметры могут быть представлены как в графической, так и в табличной форме.

Колебания температуры в термокармане связаны с тем, что не удается полностью изолировать термодатчик от влияния температуры окружающей среды, поэтому он частично отражает и ее. При этом температура протекающей жидкости является постоянной для заданного температурного режима. Увеличение температуры в период с 14 октября связанно с тем, что был изменен температурный режим, и температуру увеличили до 17 о С, путем увеличения токовых нагрузок.

На рис. 3.21 представлена схема подключения греющего кабеля к скважине, оборудованной УЭЦН.

Рисунок 3.21 — Схема подключения греющего кабеля

Опыт применения греющего кабеля в ОАО «Аганнефтегазгеология»

В ОАО «Аганнефтегазгеология» использование технологии прогрева НКТ с помощью греющего кабеля начато с 2005 года. В настоящее время данным методом защищены от образования ГПП 7 скважин.

Практика добычи нефти с помощью УЭЦН показывает, что интенсивное образование ГПП происходит лишь в начальный период (по некоторым скважинам) работы после смены УЭЦН. После 20-30 суток работы скважины ее режим стабилизируется и в дальнейшем появляется возможность бороться с образованием гидратно-парафиновых пробок обычным способом — скребкованием. Простота технологии спуска-подъема греющего кабеля позволяет оперативно извлекать его из скважины с установившемся режимом работы и спускать в скважины, где это наиболее необходимо в данный момент.

В условиях эксплуатации УЭЦН на скважинах, где приток жидкости из пласта ниже производительности УЭЦН и высокий газовый фактор, применение греющего кабеля позволяет путем установки штуцера (на устье) малого диаметра (2-3 мм) выводить скважины на стабильный режим работы, что в конечном итоге приводит к увеличению межремонтного периода.

Проведенный анализ работы скважин со спущенным греющим кабелем выявил следующие положительные результаты:

1. постоянную чистоту внутреннего пространства НКТ, фонтанной арматуры и прилегающих к ним ближних трубопроводов;

2. повышение работоспособности и увеличение срока службы УЭЦН, в том числе за счет снижения вязкости жидкости, подаваемой на поверхность;

3. непрерывность работы скважины и трубопроводов — полностью ликвидирует текущие простои скважины, связанные с образованием ГПП, намного увеличивает время между ремонтами скважин, снижение объема ремонтных работ, уменьшение количества ремонтных бригад и спецтехники;

4. полностью исключает применение других способов удаления гидратно-парафиновых отложений (СПО скребков, горячая обработка нефтью с помощью АДП и др.);

5. возможность регулировки мощности установки — выбор оптимального температурного и энергосберегающего режима работы скважины или трубопровода;

6. экологическую чистоту вокруг скважины;

7. максимальное упрощение управления работой скважины, которое сводится к приборному контролю за техническими и электрическими параметрами и компьютерной обработке этих данных;

8. увеличение среднего дебита скважины, улучшение работы пласта за счет равномерного режима добычи, уменьшение потерь нефти, повышение коэффициента эксплуатации скважин;

9. непрерывную работу скважин, находящихся в труднодоступных местах, с интервалами вечной мерзлоты, с высоковязкой и битумной нефтью.

источник