Оборудование для дозирования реагента.

Установка НДУ-50/150

Для подачи небольших объемов неразбавленного реагента применяются установки НДУ-50/150, разработанные ЦНИЛ объ­единения Татнефть. Установка состоит (рис. 37) из насоса а с редуктором б, электродвигателя в, емкости для реагента г, трубки высокого давления д и форсунки е.

На установке НДУ-50/150 используется одноплунжерный вертикальный насос, который крепится к корпусу редуктора. Плунжер 8 приводится в движение посредством пружины 9 при всасывании и кулачка 13 при нагнетании.

Электродвигатель устанавливается на плите 1. Реагент зали­вается через верхнюю горловину 3. В нижней части емкости имеется отстойник 2. Реагент через штуцер 4 отстойника, запорный кран 5 и трубку низкого давления б поступает на прием насоса. Подача реагента осуществляется через обратный клапан, трубку высокого давления д и форсунку е, устанавливаемую на трубо­проводе 10.

На корпусе плунжерной пары имеется штуцер 7, служащий для удаления воздуха из-под обратного клапана насоса, а также для замера с помощью бюретки уровня реагента в емкости и про­изводительности насоса. Ступенчатое регулирование подачи на­соса производится сменой кулачков. Кулачок с одним выступом обеспечивает подачу 0,006—0,120 л/ч при 50 ходах плунжера в минуту,

 Рис.37.Схема установки НДУ 50/150                   кулачок с тремя выступами — в пределах 

                                                                       0,030— 2,160 л/ч при 150 ходах в минуту.

Плавное регулирование подачи реагента осуществляется по­воротом плунжера: при повороте вправо подача увеличивается, при повороте влево — уменьшается. Плунжер поворачивают с помощью зубчатого сектора, закрепленного на хвостовике плун­жера. Зубчатый сектор находится в зацеплении с зубчатой рей­кой регулятора подачи 12. Для предварительной установки по­дачи насоса необходимо вывести из зацепления рейку и повернуть плунжер в положение, соответствующее требуемой подаче. При тонкой регулировке рейка и сектор приводятся в движение вруч­ную поворотом винта регулятора. После окончательной регули­ровки винт регулятора фиксируется с помощью стопорного винта 11.

Длительная нормальная работа установки может быть обе­спечена только при правильном уходе, внимательном наблюде­нии за состоянием и работой установки, своевременном устране­нии неисправностей и принятии профилактических мер для пре­дупреждения поломок.

 При обслуживании установки необходимо проверять состояние установки (внешний осмотр для выявления течи масла и реагента и др.), состояние креплений, соединений и др., проверять уровень масла, который должен находиться между рисками на стержне маслоуказателя. Во время работы следует обращать внимание на посторонние стуки, ненормальные шумы и вибрации.

Заправка смазки должна проводиться через верхнюю пробку редуктора. Для заправки редуктора необходимо 0,5 л масла. Первую и вторую смены масла проводят через 150—200 ч работы редуктора. В дальнейшем масло сменяют через 1400—1500 ч. При смене смазки нужно обязательно промывать керосином внутрен­нюю полость корпуса редуктора и его детали. -     

Периодически по мере загрязнения следует очищать отстойник. Через 800—1000 ч работы необходимо проверять состояние обратного клапана (в частности, его герметичность).

Блок для дозирования реагентов БР-2,5.

Он предназначен для приготовления, а также дозирования чистых деэмульгаторов и ингибиторов коррозии и может устанавливаться на групповых замерных установках или установках по подготовке нефти. Блок БР-2,5 состоит из рамы-саней, тепло­изолированной будки, технологической емкости, шестеренного насоса Р3-4,5а, плунжерного дозировочного насоса НД-0,5Р-2,5/400, электрообогревателей, вентилятора, запорно-регулирующей арматуры, системы контроля и управления. Принципиальная технологическая схема блока представлена на рис. 38.

Рис.38. Технологическая схема блока для дозирования реагентов БР-2,5

 

Технологическую емкость заправляют химическим реа­гентом или ингибитором коррозии с помощью шестеренного на­соса 3. В случае же применения обоих реагентов предусмотрена

обводная линия от технологической емкости на прием шестерен­ного насоса, по которой осуществляется их перемешивание ре­циркуляцией потока по линии «емкость—насос—емкость».

Внутри технологической емкости 1 установлен электронагре­ватель 5 типа ДЭМ-3 мощностью 3,75 кВт, который поддерживает температуру реагента 60° С с целью снижения его вязкости и обе­спечения равномерного заполнения цилиндра дозировочного на­соса. Сверху емкости предусмотрен смотровой люк 2, снабжен­ный крышкой. Дозировочный насос непрерывно подает реагент в технологический трубопровод. Объем подачи насоса уста­навливается оператором вручную с помощью регулирующего механизма, смонтированного на редукторе. Регулирование подачи можно проводить как на ходу, так и при остановленном насосе. Система контроля и регулирования блока БР-2,5 осуществляет контроль предельных уровней реагента в емкости, при достиже­нии которых отключаются электродвигатели дозировочного или шестеренного насосов, и контроль (при помощи электроконтакт­ного манометра) давления нагнетания дозировочного насоса, при превышении которого также отключается электродвигатель.

Коррозия газовых скважин. Образование гидратов.

 

В газовых скважинах обычно происходит внутренняя коррозия труб. Основными соединениями, вызывающими коррозию, являются С0₂, органические кислоты, Н₂5 и коррозионно-активные пластовые воды. Воздействие С0₂ на металлы происходит по следующей реакции: С0₂+Н₂0 — Н₂С0₃; Fе+Н₂С0₃ —FеСО₃ +Н₂

С0₂ по своей природе неактивен, но становится коррозионно-ак­тивным, если в продукции скважин содержится вода. В водных раство­рах СО_{2 обр}азует угольную кислоту. Значительную коррозию, вызывае­мую действием С0₂, необходимо ожидать в скважинах глубиной свыше 1500 м, при температуре забоя свыше 71 °С, забойном давлении свыше 10 МПа, при дебите, превышающем 57000 м³/сут, превышении парци­ального давления С0₂ свыше 0,21 МПа и при значении рН на устье меньше 5,4. Подобным же образом Н₂S вызывает серьезные коррозионные ос­ложнения только в том случае, если в продукции скважины содержит­ся вода. Однако менее опасные коррозионные осложнения возникают и при отсутствии воды:

Н₂S +Fe — FeS+2Н.

Образованный таким образом сульфид железа представляет со­бой темный порошок (окалину), имеющий более высокий электродный потенциал, чем железо. В присутствии воды образуется гальванический элемент; ток движется в направлении от электрода Fe к FeS; в резуль­тате электролитической коррозии могут появиться сквозные раковины. Выделившийся при образовании FeS водород вызывает определенную опасность. Он диффундирует в сталь и, проникая в кристаллическую решетку железа, значительно снижает ее упругость. Это явление назы­вается водородной хрупкостью. Атомы водорода в стали, образуя моле­кулы, способствуют созданию высоких местных давлений до 10⁵ МПа или 10⁷МПа, что может привести к порыву трубопровода. Отложения порошкообразного сульфида нарушают работоспособность (или вызывают полный отказ) некоторых видов оборудования, таких, как регу­лируемых штуцеров или газлифтных клапанов.

Внутреннюю химическую коррозию можно предотвратить примене­нием ингибиторов, противокоррозионным покрытием поверхности ме­талла, а также подбором коррозионно-стойких сталей. Подача ингиби­торов в скважину может осуществляться несколькими способами. При однорядном подъемнике без применения пакера ингибитор, закачивае­мый в затрубное пространство, будет смешиваться с продукцией скважины у фильтра НКТ.

При заканчивании скважин с использова­нием пакера, когда в затрубном пространстве не имеется жидкости, в пакере встраивается специальный расходный клапан или спускаются в НКТ трубки меньшего диаметра для подачи ингибитора в продук­цию скважины. Иногда в останов­ленной скважине ингибитор зака­чивают в продуктивный пласт пор­циями, откуда он постепенно выно­сится вместе с пластовым флюидом. Однако предпочтительнее непосред­ственно закачивать ингибитор в «за­щищаемую» скважину. Если темпе­ратура и давление не слишком ве­лики, то нанесение многослойных покрытий такими веществами, как эпоксидная смола, толщиной каждо­го слоя 0,05—0,08 мм, может обеспечить соответствующую защиту.   

Применение монельметалла обеспечивает высокую на­дежность, но это дорого. Соответствующая степень защиты от воздей­ствия сильно коррозионных газов может быть обеспечена только выбо­ром приемлемых легированных сталей. Достаточную надежность про­тив углекислотной коррозии обеспечивает сталь, содержащая 9% Сг и 0,5—1,0% Мо. C целью снижения напряжения практикуется посадка башмака НКТ в седло, закрепляемое в обсадной колонне НКТ низкой прочности, достаточно стойкие к содержанию Н₂С в газе, изготавлива­ют из стали Н-40 или j-55. Высокопрочная сталь С-75 также приемлема для этой цели. Все нефтепромысловое обо­рудование, предназначенное для работы в коррозионной среде, должно быть тщательно испытано. По описанным методам при испытани­ях применяют магнитный порошок и ультразвук. В период эксплуата­ции оборудование должно периодически проверяться. В НКТ проводят работы по снятию кавернограмм; проверка состояния устьевого обору­дования проводится с помощью ультразвука. На месторождении система сбора проверяется через короткие ин­тервалы при помощи гамма-дефектоскопии. Так как газ, содержащий Н₂S, является опасным, специальные меры должны быть приняты для предотвращения значительных утечек его в атмос­феру. Скважина должна быть оборудована автоматическими забойным и поверхностным отсекателями. Последний устанавливается на устье скважины и срабатывает при превышении или снижении давления ни­же критического давления на выкидной линии. Желательно показания давления и температуры, а также положение наиболее ответственных клапанов передавать на диспетчерский пункт.

Значительную коррозию вызывают также агрессивные пластовые воды. На месторождении было замечено, что со снижением плас­тового давления увеличивается приток в скважину воды, смачивающей зерна песка. Это вызывает, в первую очередь, кор­розию нижней части НКТ. По мере подъема вода становится более ней­тральной и теряет свою агрессивность. Также замечено, что в выкид­ных линиях, где наблюдается раздельное течение фаз, коррозия значи­тельна, и что она намного ниже при работе скважин по затрубному про­странству. Таким образом, для уменьшения коррозии в выкидных ли­ниях, вызываемой пластовыми водами, лучше всего устанавливать вы­сокий дебит газа и низкую температуру потока при высоком давлении. Вода, добываемая с газом, не должна отделяться на устье, а совместно с продукцией скважины транспортироваться до пункта сепарации.

Добыча может быть осложнена также углеводородными гидрата­ми, отделяемыми от газа. Для данного давления при содержании Н₂S и С0₂ в газе повышается температура гидротообразования. Гидраты в первую очередь образуются на устье скважины при прохождении через штуцеры, где за счет расширения может произойти значительное ох­лаждение газа при условиях, близких к адиабатическим.

Твердые гидраты могут полностью закупорить линию, поэтому должны быть приняты меры по предотвращению их образования. Су­ществует несколько способов борьбы с гидратообразованиями: подогрев газа в теплообменнике до его прохождения через штуцер; если газ в системе сбора охлаждается до температуры, при которой возможно

гидратообразование, на устье скважины дозируется какой-либо ингибитор, например диэтиленгликоль. При благоприятных условиях наиболее про­стым решением может оказаться эксплуатация скважины при повышен­ных дебитах. В этом случае поток газа будет достаточно теплым, чтобы предотвратить гидратообразование. Этому также способствует уста­новка забойных штуцеров в НКТ. При высоких дебитах скважин в результате значительных фильтра­ционных скоростей может выноситься песок на забой, даже если пласт сложен из достаточно плотных песчаных пород. Вынос песка из продук­тивных горизонтов может привести к эрозии НКТ. Максимальный де­бит, при котором отсутствует вынос песка из скважины, устанавливает­ся опытным путем. Если дебит при этом окажется слишком низким, на забое или устанавливается фильтр, или при закачке агентов соответ­ствующих составов проводят работы по уплотнению песков.