Аспо при ремонте скважин
ул, Шипиловская 17/3
E-mail: mpk-vnp@mail.ru
E-mail: oil@mpk-vnp.com
E-mail: mail@mpk-vnp.com
Очистка от парафинов
Наши разработки
Защита и очистка от кокса
Защита и очистка от парафинов
Обслуживание нефтяных скважин
Борьба с АСПО. Мероприятия по борьбе с АСПО
Асфальто-смолистые и парафиновые отложения (АСПО) содержатся в составе нефтей почти во всех нефтедобывающих районах РФ. Химический состав АСПО зависит от свойств добываемой нефти, термо — и гидродинамических условий продуктивных пластов, геологических и физических особенностей, способа разработки и эксплуатации месторождений.
При добыче нефти одной из проблем, вызывающих осложнения в работе скважин, нефтепромыслового оборудования и трубопроводных коммуникаций, являются АСПО. Накопление АСПО в проточной части нефтепромыслового оборудования и на внутренней поверхности труб приводит к снижению производительности системы, уменьшению МРП работы скважин и эффективности работы насосных установок.
АСПО увеличивают износ оборудования, расходы электроэнергии и давление в выкидных линиях. Поэтому борьба с АСПО — актуальная задача при интенсификации добычи нефти. АСПО представляют собой сложную углеводородную смесь, состоящую из парафинов (20-70 % мас.), АСВ (20-40 % мас.), силикагелевой смолы, масел, воды и механических примесей.
Область воздействия аппарата «ШТОРМ УКМ НП» 2-го поколения распространяется по всей длине нефтескважин и выкидной линии с целью борьбы с АСПО, парафинами и иными наслоениями на нефтепромысловом оборудовании.
Парафиновые отложения в нефтепромысловом оборудовании формируются в основном вследствие выпадения (кристаллизации) высокомолекулярных углеводородов при снижении температуры потока нефти. Состав парафиновых отложений зависит от состава нефти и термодинамических условий, при которых формируются отложения. В зависимости от условий кристаллизации состав парафиновых отложений даже в одной скважине весьма разнообразен. Различаются они по содержанию асфальтенов, смол и твердых углеводородов. Нередко парафиновые отложения содержат воду и механические примеси.
Парафины — углеводороды метанового ряда от С16Н34 до С64Н130. В пластовых условиях находятся в нефти в растворенном состоянии. В зависимости от содержания парафинов нефти классифицируют на (ГОСТ 912-66):
- малопарафиновые — менее 1,5 % мас.;
- парафиновые — от 1,5 до 6 % мас.;
- высокопарафиновые — более 6 % мас..
Мероприятия по борьбе с АСПО предусматривают проведение работ по предупреждению выпадения и удалению уже имеющихся осадков АСПО. Известно несколько способов борьбы с асфальто-смоло-парафиновыми отложениями (АСПО) в нефтепромысловом оборудовании.
Термические методы борьбы с АСПО применяются как для удаления, так и для предотвращения образований АСПО. Предотвращение образований АСПО проводится путём поддержания температуры нефти выше температуры плавления парафина с помощью электронагревателей (греющий кабель, электроподогрев), горение термита в призабойной зоне пласта и т.д. Но наиболее распространённым способом борьбы с АСПО является промывка скважин горячей нефтью. Данный способ имеет главный недостаток – большие тепловые потери.
Механические методы борьбы с АСПО используют в основном для периодического удаления АСПО — компонентов с поверхностей нефтяного оборудования, а также с внутренних поверхностей нефтепроводов, коллекторов и т.д. Для этого применяют скребки различных конструкций, эластичные шары, перемешивающие устройства.
Химико-механические методы борьбы с АСПО предусматривают совместное механическое и физико-химическое воздействие водных растворов технических моющих средств (ТМС) на АСПО и очищаемую поверхность. Данные методы применяются для струйной очистки от АСПО ёмкостей, резервуаров; циркуляционной очистки от отложений АСП скважин, трубопроводов; струйной, пароструйной, пароводоструйной, погружной очистки деталей нефтепромыслового оборудования.
Физические методы борьбы с АСПО предусматривают применение электромагнитных колебаний (магнитные активаторы различных модификаций), ультразвука (звукомагнитные активаторы), а так же новейшего радиочастотного магнитогидродинамического резонансного воздействия на обрабатываемую среду, покрытие твёрдых поверхностей эмалями, стеклом, бакелитовым лаком и т.д.
Технической задачей радиочастотного магнитогидродинамического резонансного метода является предотвращение АСПО за счет изменения физических свойств обрабатываемой среды на молекулярном уровне, изменяется сам процесс кристаллизации парафинов и АСПО присутствующих в сырой нефти в жидком состоянии. Меняется кинетика процесса кристаллизации – уменьшается механическое сцепление вязких парафинов, АСПО и других примесей друг с другом. Данный метод обеспечивает образование центров кристаллизации по всему объему нефтяного потока, что способствует более интенсивному выносу парафина и созданию в потоке жидкости радиочастотных резонансных колебаний, которые препятствуют адгезии кристаллов парафина друг к другу и к металлу труб и оборудования. Так же происходит разрушение уже имеющихся парафиновых и других отложений на нефтепромысловом оборудовании. Ранее образовавшиеся отложения начинают разбиваться и смываться послойно, этому процессу способствует отталкивающий эффект заряженных однополярно молекул образовавших отложения, а так же металл стенок труб и оборудования. Радиочастотный сигнал магнитогидродинамического резонанса двигаясь вдоль трубы и концентрируясь в объеме жидкой среды, одновременно производит зарядку в одной полярности как самих металлических поверхностей так и молекул парафинов и иных отложений. В связи с этим, интенсивно происходит процесс «отталкивания» молекул от металлической поверхности, молекулы теряют способность к адгезии, оставаясь в более жидкообразном состоянии, не образовывая при этом сгустков.
Данным спектром излучения с определенной частотой магнитогидродинамического резонанса обладают только инновационные устройства «ШТОРМ УКМ НП» 2-го поколения.
В результате данного метода воздействия, вся масса парафина и иных присутствующих в сырой нефти субстанций, выносится в нефтесборный коллектор.
Химические методы борьбы с АСПО включают в себя использование различных реагентов, полимеров, ПАВ: ингибиторы парафиноотложений, смачивателей, ПАВ-удалителей, растворителей и т.д. Из химических методов борьбы с парафином применяется промывка скважин растворителями (в частности, бензиновой фракцией). Наряду с высокой эффективностью данный способ имеет большие экономические затраты, поэтому обработка химическими реагентами используется в основном на скважинах, где применение других способов борьбы с АСПО не является возможным или более эффективным.
При выборе метода борьбы и предупреждения или профилактического удаления АСПО, следует учитывать, что эффективность метода зависит от способа добычи, а также от состава и свойства добываемой продукции. Следует отметить, что при выборе способа обработки скважины необходимо учитывать такие основные параметры, как: интервал возможного парафинообразования и интенсивность отложений на стенках оборудования.
Источник
Добыча нефти и газа
нефть, газ, добыча нефти, бурение, переработка нефти
ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ ОБРАЗОВАНИЯ АСПО ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ШСНУ
ОСОБЕННОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ МЕТОДОВ
ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ ОБРАЗОВАНИЯ АСПО
ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ШСНУ
Парафинообразование в скважинах, оборудованных штанговыми насосами, имеет некоторые особенности. Они заключаются в следующем:
в области приема ШГН происходит снижение давления и начинается интенсивное газоотделение, которое сопровождается выпадением парафина;
парафин откладывается на фильтре насоса, уменьшая его полезное сечение, а значит ухудшая поступление жидкости в насос и снижая его подачу;
парафин прилипает к седлам и клапанам, ухудшая герметичность этой пары, что приводит к утечкам части жидкости из цилиндра;
парафин откладывается в зазоре между цилиндром и плунжером, приводя к заклиниванию последнего;
парафин осаждается на штангах, увеличивая их массу и значение сил гидравлического сопротивления при их перемещении;
парафин откладывается на НКТ, уменьшая свободное сечение для движения добываемой жидкости и увеличивая нагрузку на головку балансира и штанги; последнее приводит к увеличению обрывности штанг.
По данным работы [82], масса колонны штанг с отложившимся на ней парафином увеличивается в среднем на 600 кг, а количество отказов насоса, связанных с заклиниванием плунжера в цилиндре из-за парафина, достигает 72 % общего числа отказов насоса.
Таким образом, борьба с парафиноотложением в скважинах с ШГН требует новых технологических и технических решений, хотя основные направления остаются такими же, как и в фонтанных скважинах.
Среди тепловых методов, применяемых в скважинах, эксплуатируемых ШГН, в настоящее время преобладают:
промывка скважин горячей нефтью; пропарка оборудования острым паром; использование электрических нагревателей.
Технология промывки горячей нефтью не отличается от описанной для фонтанной скважины. Разновидностью является использование промывки одновременно с работой штангового насоса. Это повышает эффективность отмыва отложений за счет интенсификации воздействия прокачиваемой жидкости на элементы оборудования и лучшего выноса АСПО из скважины.
С целью лучшей очистки труб и оборудования в теплоноситель добавляют химические реагенты.
Пропарка острым паром преимущественно используется для очистки приустьевой зоны скважины, а также арматуры и манифо льдов.
Проведение этой операции имеет свои особенности. Во-первых, возможно образование парафиновых пробок вследствие накопления отделившегося парафина, устранение которых потребует дополнительной работы. Поэтому следует предусмотреть циркуляцию жидкости для выноса отложений. Во-вторых, пропарка поднятого из скважины оборудования -труб, штанг, насосов и т.д. — должна проводиться в закрытых кассетах. Это позволяет экономить тепло и утилизировать отложения. Последнее весьма важно с точки зрения охраны окружающей среды.
Электродепарафинизация в скважинах с в настоящее время приобрела несколько технических решений.
1. Использование серийной установки типа УЭС-1500, требую
щей подъема оборудования из скважины, спуска
электронагревателя и его подъема с последующим спуском
насосного оборудования. Это нерационально, так как вызывает
длительный простой скважины.
2. Применение малогабаритного электронагревателя, спус
каемого в затрубное пространство с помощью установки типа
УЭС-1500. Диаметр нагревателя 29 мм, мощность 9,45 кВт, темпе
ратура нагрева 125 °С, давление среды 15 МПа. Технология
спуска не отличается от принятой для спуска глубинного
манометра.
3. Применение над- и поднасосных нагревателей
индукционного типа, монтируемых на приеме насоса или над
ним и работающих одновременно с насосом.
Особенностью технологии является использование силового кабеля от погружных центробежных насосов для подачи напряжения к индукционному нагревателю. Спуск кабеля производится по технологии, принятой для УЭЦН.
Химические методы
Объем применения химических методов в настоящее время значителен по причине простоты их осуществления и технологической эффективности. Что касается экономической эффективности, то этот вопрос должен решаться индивидуально для каждого применяемого химреагента и выбранной технологии его подачи в скважину.
Рассмотрим применяемые технологии подачи ингибиторов в скважины, эксплуатируемые УШГН.
Периодическая задавка ингибитора в пласт не отличается по технологии от применяемой для фонтанных скважин. Наиболее рациональной по времени является задавка через затрубное пространство, так как подача через НКТ потребует подъема оборудования. Отрицательные качества этой технологии приведены ранее.
Дозированная подача в затрубное пространство может осуществляться как автономными дозировочными насосами, так и насосами с приводом от станка-качалки.
Так, для затрубной подачи реагента в ОАО «Оренбургнефть» были приобретены дозировочные насосы австрийского производства с приводом от балансира станка-качалки.
Инженерами объединения была разработана схема монтажа насоса-дозатора (рис. 7.22), которая включает тягу 3 и кривошип 10, связанные с балансиром СК и сообщающие поршню насоса возвратно-поступательное движение. Реагент из емкости 2 через линию 9 подается в затрубное пространство 8 скважины.
Рис. 7.22. Устьевой дозатор с приводом от СК:
/ — приемный трубопровод; 2 — емкость с ингибитором; 3
крепление тяги к
балансиру СК; 4 — катушка; 5,6,7- задвижки; 8 — линия перепуска жидкости
в затрубное пространство; 9 — нагнетательная линия; 10 — кривошип; 11 —
Максимальная производительность насоса составляет 0,4 л/ч (9,6 л/сут). При подаче концентрированного ингибитора схема позволяет уменьшить дозу за счет перепуска некоторого объема обратно в емкость 2.
Существенным недостатком ингибитора ХТ-48 является значительное повышение его вязкости при понижении температуры в зимнее время. Поэтому в зимнее время приготовляют 2,5%-ный раствор ХТ-48 с пресной водой, нагретой до 60-70 °С, и насосным агрегатом закачивают его в затрубное пространство при работающем глубинном насосе, создавая циркуляцию.
По результатам промысловых испытаний показана достаточная надежность и эффективность подачи ингибитора парафиноотложения в скважину, оборудованную ШСНУ.
Авторы работы [82] приводят описание дозатора с приводом от станка-качалки, разработанного в УГНТУ. Он включает в себя следующие узлы и детали (рис. 7.23): опору 8, всасывающий клапан 16, нагнетательный клапан 17, цилиндр 12, плунжер 13, пружину 14, шток //.
Рис. 7.23. Схема устьевого дозатора:
/ — головка балансира; 2 — канатная подвеска; 3, 4 — соответственно верхняя и
нижняя траверсы; 5 — полированный шток; 6 — самовар; 7 — рабочий
манифольд; 8 — опора; 9 — эксплуатационная колонна; 10 — рычаг; / / — шток;
12 — цилиндр насоса; 13 — плунжер насоса; 14 — пружина; 15 — емкость для
реагента; 16 — всасывающий клапан; 17 — нагнетательный клапан; 18 —
Цилиндр дозатора 12 устанавливается на опоре 8 на резьбе с возможностью перемещения по оси (вверх вниз), фиксация корпуса на необходимой высоте обеспечивается регулировочной гайкой. В цилиндр устанавливаются всасывающий 16 и нагнетательный 17 клапаны, соединяющиеся соответственно с емкостью с реагентом 15 и затрубным пространством 18 скважины гибкими прорезиненными шлангами.
Всасывание и нагнетание реагента осуществляются плунжером 13, получающим возвратно-поступательное движение от рычага 10 траверсы канатной подвески, воздействующего на шток //, подпружиненного плунжера. Плунжер перемещается в цилиндре 12. Плунжер и цилиндр являются готовым изделием, заимствованным из системы подачи топлива автомобиля «КамАЗ», и представляют собой притертую пару.
Дозатор после сборки монтируется на колонном фланце скважины. Для этой цели к опоре 8 предварительно приваривается дугообразная пластина с отверстиями под шпильки колонного фланца.
Положение дозатора на колонном фланце выбирается в соответствии с размещением станка-качалки и сальника-самовара.
Емкость с реагентом также размещается произвольно в зависимости от наличия свободного места на устье скважины.
После установки дозатора и емкости производится их обвязка по месту.
Перед пуском в работу следует определиться с дозировкой химреагента.
Производительность дозатора q определяется по формуле
где d — диаметр поршня, см; S — длина хода поршня, см; п -число ходов поршня в минуту, мин» 1 .
Параметр п равен числу ходов станка-качалки. Параметр S устанавливается при монтаже перемещением цилиндра 12 в опоре 8.
Дозатор работает следующим образом.
На канатной подвеске монтируется рычаг, который при ходе вниз головки балансира станка-качалки воздействует на подпружиненный шток и связанный с ним плунжер 13. Длина хода вниз определяется высотой установки цилиндра в опоре 8. Ход вверх осуществляется самопроизвольно под действием пружины 14.
Реагент подается следующим образом. Заполнение дозатора реагентом производится при перемещении плунжера вверх через всасывающий клапан 16 и присоединенную к нему емкость с реагентом. Нагнетание реагента в затрубное пространство происходит при ходе головки балансира вниз с рычагом, воздействующим на шток дозатора. Реагент выбрасывается через нагнетательный клапан 17.
Задачей технолога является выбор дозировки реагента в зависимости от физико-химических свойств жидкости. Зная значение дозировки, которое представляет производительность насоса q, требуемую длину хода плунжера дозатора S можно определить по формуле
При этом число ходов станка-качалки п заранее устанавливается.
Выше было указано, что длина хода регулируется перемещением цилиндра в опоре 8.
При использовании химреагентов, вязкость которых повышается при снижении температуры, предусматривается в емкости для реагентов монтировать змеевик, сообщающийся с рабочим манифольдом скважины. Это позволит поддерживать в емкости температуру добываемой жидкости.
Исследования, проведенные Л.С. Капланом с целью оценки технологической эффективности различных способов подачи реагентов в скважину, позволяют считать метод затрубного дозирования малоэффективным.
Указывается, что при подаче в затрубное пространство химреагент проходит столб газожидкостной смеси, достигающий сотни, а иногда и тысячи метров, и снижает свою активность. С целью достижения эффекта приходится увеличивать дозу реагента, что при его высокой стоимости отражается на себестоимости добычи нефти.
Дозатор на канатной подвеске — одно из изобретений последних лет, основанное на эффекте «зависания» штанг при откачке вязких эмульсий. Именно в этот момент начинается подача химреагента дозировочным насосом, монтируемым на канатной подвеске и состоящим из цилиндра, поршня, всасывающего и нагнетательного клапанов (рис. 7.24). Поршень насоса связан с колонной штанг, цилиндр — с канатной подвеской. При «зависании» штанг происходит отставание движения поршня в цилиндре, за счет чего и происходит выталкивание химреагента из цилиндра в нагнетательный трубопровод и затрубное пространство скважины.
При ходе головки балансира вверх связанный с траверсой канатной подвески цилиндр перемещается вверх, создавая разрежение. За счет этого химреагент из емкости поступает в цилиндр.
Применение дозаторов подобного типа может оказаться целесообразным на скважинах, откачивающих очень вязкую эмульсию, а также при использовании дорогостоящего химреагента.
Исследования показали, что наиболее эффективным является способ подачи химреагента непосредственно на прием насоса.
Для этой цели созданы скважинные дозаторы различной конструкции и принципа действия.
В НПО «Нефтепромхим» разработан скважинный дозатор ДГ-02/25, работа которого осуществляется за счет деформации насосно-компрессорных труб при действии штангового насоса.
Для этой цели дозатор (рис. 7.25) снабжен фонарем /, опирающимся на обсадную колонну и связанным с перемещающейся втулкой 2, имеющей выступы. Последние при деформации НКТ воздействуют на водило 3, которое сообщает плунжеру 16 возвратно-поступательное движение. При этом осуществляется всасывание и нагнетание химреагента из контейнера 14 в область приема ШГН.
Недостатком данной конструкции является применение фонарей, которые в скважинах могут оказаться прихваченными отложениями парафина, солей, мехпримесей, что приведет к осложнениям при извлечении насоса.
Проведенный анализ показал, что многие из дозаторов известных типов не отвечают главным условиям их применения в скважинах — простоте, надежности и экономичности.
Так, основным недостатком дозаторов, работающих за счет деформации насосно-компрессорных труб, являются сложность
Рис. 7.24. Установка для подачи жидких реагентов в скважину:
/ — нагнетательный трубопровод; 2 — канатная подвеска; 3 — емкость; 4 —всасывающий трубопровод; 5 — дозировочный насос; 6 — траверса канатной
конструкции, необходимость посадки корпуса дозатора с помощью якоря, что само по себе является трудоемкой операцией. При этом не исключаются повреждение обсадной колонны и заклинивание дозатора вместе с насосом.
Дозаторы гидростатического типа дозируют реагент независимо от работы насоса, т.е. непрерывно, что делает неэкономичным их применение, особенно в периодически работающих скважинах.
Дозаторы так называемого эжекторного типа труднорегулируемы.
Рис. 7.25. Глубинный дозатор ДГ-02/25:
ось; 5 — цилиндр; 6 — нагнетательный
клапан; 7 — корпус; 8 — НКТ; 9 —
штанги; 10 — насос; / / — обсадная
колонна; 12 — фильтр; 13 —разделительный поршень; 14 —контейнер; 15 — всасывающий клапан; 16 — плунжер дозатора; 17 — выступы; 18 — ролик; 19 — регулировочный винт
Рис. 7.26. Установка для добычи и
/ — насос; 2 — тарельчатый клапан;
3 — плунжер; 4 — фильтр; 5 —
нагнетательный клапан; 6 —
всасывающий клапан; 7 — корпус; 8
— контейнер; 9 — разделительный
поршень; 10 — обратный клапан; //
— заливная пробка; 12 —накопительная камера; 13 —переводник; 14 — цилиндр
На нефтяных месторождениях Башкортостана и Татарстана в последние годы внедряются скважинные дозаторы новой конструкции, совмещенные со штанговым насосом вставного и невставного типов. Схема дозатора для невставного насоса приведена на рис. 7.26.
Дозатор состоит из дозирующего узла и контейнера. Дозирующий узел включает в себя плунжер 3, клапаны -всасывающий 6 и нагнетательный 5, накопительную камеру 12 и фильтр 4.
Контейнер 8 представляет собой колонну насосно-компрессор-ных труб, количество которых определяется расчетным объемом химреагента. Последняя снизу труба снабжается заглушкой с обратным клапаном 10, а выше нее устанавливается разделительный поршень.
Дозатор выполняется в виде автономного модуля и присоединяется к цилиндру трубного штангового насоса.
Конструктивной особенностью описываемого дозатора, отличающей его от известных, является совмещение всасывающего клапана насоса с дозирующим узлом дозатора. Это обеспечивает его синхронную работу с насосом и дозировку реагента только при работе последнего.
Для этой цели была изменена конструкция всасывающего клапана насоса: вместо шара была применена тарелка со штоком, который выполняет функцию плунжера дозирующего узла.
Монтаж дозатора производится следующим образом. В мастерских демонтируется серийный шариковый клапан насоса и к его цилиндру присоединяется модуль дозирующего узла. После сборки насос опрессовывается совместно с дозирующим узлом и вывозится на скважину.
На устье скважины монтаж начинается со спуска контейнера, причем в первую трубу снизу вставляется разделительный
поршень 9 и труба закрывается заглушкой с обратным клапаном 10.
Затем обычным способом опускают расчетное количество труб, последняя из которых присоединяется к дозирующему узлу, соединенному с цилиндром насоса. Перед этим из цилиндра извлекают плунжер.
После спуска контейнера и цилиндра насоса с дозирующим узлом по известной технологии опускают плунжер на штангах и насос запускают в работу.
Дозатор работает так. В период всасывания тарельчатый клапан 2 поднимается и жидкость через фильтр 4 поступает в цилиндр насоса. При этом перемещается жестко связанный с тарелкой шток-плунжер 3, создавая разрежение в накопительной камере 12, под действием которого открывается всасывающий клапан 6 дозирующего узла, впуская в накопительную камеру порцию реагента.
В период нагнетания (ход плунжера насоса вниз) клапан 2 закрывается, шток-плунжер 3 опускается, вытесняя заполнивший камеру 12 реагент через нагнетательный клапан 5 на прием насоса.
Длина хода тарельчатого клапана регулируется набором шайб, устанавливаемых под его седлом.
Последнее влияет на производительность дозирующего узла, которая регламентируется местными условиями.
В процессе эксплуатации скважинная жидкость поступает в контейнер через обратный клапан и, воздействуя на разделительный поршень 9, оттесняет химреагент к всасывающему клапану 6. Этим обеспечивается постоянная и равномерная дозировка химреагента.
Использование дозирующего узла только в период работы насоса делает дозатор весьма экономичным и увеличивает межремонтный период его эксплуатации.
Результаты внедрения дозатора показали: в скв. 747 он работал без подъема 655 сут, в скв. 1815 — 530 сут. Причем в скв. 747 до спуска дозатора были проведены три ремонта, а после спуска — ни одного, по скв. 1815 до спуска дозатора — один ремонт, после спуска — ни одного.
Увеличились и коэффициенты подачи насосов: по скв. 747 от 0,48 до 0,76, по скв. 1815 — от 0,13 до 0,72.
Подобная конструкция скважинного дозатора создана и для вставного штангового насоса [83].
Механические методы
Эти методы в скважинах, эксплуатируемых ШСНУ, получили воплощение в виде скребков различной конструкции, укрепляемых на колонне штанг.
Вначале это были фигурные скребки, изготовляемые из насосно-компрессорных труб или листовой стали длиной 240-250 мм. Скребки укреплялись на штангах хомутами с интервалом между центрами их расположения, равным длине хода.
Скребки оказались ненадежными в эксплуатации: сминались при транспортировке, перемещались по колонне штанг, значительно утяжеляли колонну.
Положение улучшилось после разработки новой технологии, предусматривающей применение пластинчатых скребков со штанговращателями (рис. 7.27).
Пластинчатые скребки представляли собой пластину со скошенными концами, выполняемую из листовой стали толщиной 2,5-3,0 мм и длиной 450-500 мм, укрепляемую на штангах хомутами. Все скребки на штангах крепились в одной плоскости. Количество скребков п рассчитывалось по формуле
где /гн — глубина начала отложения парафина, м; S — длина хода полированного штока, м; /п — длина пластины, м.
Очистка труб от парафина производилась торцевой поверхностью при повороте скребка на некоторый угол и одновременном перемещении колонны штанг вниз. Вращение колонны штанг со скребками осуществляется штанговращателем, представляющим собой диск с выполненными на его поверхности зубьями (рис. 7.28). Диск крепится на полированном штоке и получает крутящий момент от движителя, рычаг которого взаимодействует с упором, установленным на устье скважины.
Рис. 7.27. Скребок пластинчатый:
/ — штанга; 2 — хомут; 3 — пластина
Рис. 7.28. Штанговращатель:
/ — рычаг; 2 — корпус; 3 — стопор; 4 — диск; 5 — двигатель
За один ход полированного штока штанговращатель поворачивает колонну на определенный угол, значение которого пропорционально количеству зубьев. От обратного поворота колонну штанг предохраняет стопор.
Минимальное количество поворотов колонны штанг в сутки
где k — число ходов штока в мин; С — число зубьев штанговращателя.
Отсутствие не очищенных от парафина участков на внутренней поверхности труб возможно в том случае, если повороту диска штанговращателя на один зуб будет отвечать перемещение скребковой пластины на величину, равную ее толщине. Тогда участки поверхности труб, не обработанные гранями пластинчатого скребка, будут очищены от парафина торцевыми частями скребка.
Поэтому при толщине скребка 5 число зубьев штанговращателя при его проектировании
где d — внутренний диаметр подъемных труб, мм. Так, для труб диаметром 62 мм и 5 = 3 мм
С = 3,14-62/3 = 65 зубьев.
Опыт показывает, что применение пластинчатых скребков не исключает и использование других способов — промывок, термообработок, ингибиторов, а их отсутствие сокращает межремонтный период работы скважины даже при проведении указанных обработок.
В последние годы вместо металлических пластинчатых скребков на штангах методом напрессовки укрепляются пластиковые конические скребки. Они одновременно выполняют роль центраторов. Опыт их применения пока в достаточной степени не накоплен для обоснованного вывода, однако по некоторым скважинам получены удовлетворительные результаты.
Применение труб с покрытиями
Трубы с покрытиями в скважинах, эксплуатируемых ШСНУ, получили ограниченное применение. Это объясняется весьма напряженными условиями работы, которые выражаются в следующем:
вследствие механического контакта колонны штанг с трубами покрытие истирается;
при возвратно-поступательном движении штанг возникают знакопеременные нагрузки на НКТ, которые вызывают разрушение покрытия.
Положение не улучшает и применение центраторов различной конструкции.
Опыт эксплуатации труб с покрытиями в различных нефтяных регионах в целом показал неэффективность их применения в скважинах с ШСНУ.
Особенно это касается остеклованных покрытий, которые, разрушаясь, создают в трубах пробки, а в насосе — заклинивание плунжера в цилиндре. И первое, и второе требует подъема оборудования.
Источник