Совершенствование техники и технологии термоабразивной очистки внутренней поверхности насосно-компрессорных труб от солевых отложений

• Автор: Талыпов, Шамиль Мансурович
• Шифр специальности: 05.02.13
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2009
• Место защиты: Уфа
• Количество страниц: 108 с. : ил.

1. Обзор существующих методов и способов очистки поверхностей от различных видов загрязнений и отложений
1.1. Механические способы очистки поверхностей
1.2. Химический метод очистки
1.3. Физические методы очистки
2. Исследование факторов оказывающих влияние на производительность процесса очистки насосно-компрессорных труб
от солевых отложений
3. Разработка конструкции ТАА для очистки внутренних поверхностей НКТ от солевых отложений, в пространстве ограниченном внутренним диаметром НКТ
3.1. Совершенствование конструкции термоабразивного аппарата
для очистки НКТ
3.2. Определение размеров камеры сгорания
3.3. Методика расчета термодинамических параметров процессов горения и течения
3.4. Разработка устройства очистки внутренней поверхности НКТ
от солевых отложений
4. Разработка модульной передвижной установки для очистки НКТ от солевых отложений
Основные выводы
Библиографический список использованной литературы
Приложения
1. Акт приемочной комиссии
2. Оценка экономической эффективности организационнотехнологических мероприятий по использованию способа термоабразивной очистки НКТ от солевых отложений

Нефтяные месторождения в поздний период эксплуатации преимущественно разрабатываются искусственным поддержанием пластового давления закачкой воды, в том числе сточной, в нефтяные пласты [97]. Так, уже в 1967 году при добыче нефти в системе Миннефтепрома бывшего СССР в объеме 288,07 млн. т попутно отбиралось 218 млн. т воды. А в начале 90-х годов, когда средняя обводненность добываемой нефти по отрасли достигла 85% и во многих случаях с тонной нефти на поверхность поднималось до десяти тонн воды [15]. Добыча нефти при этом сопровождается образованием солевых отложений в нефтепромысловом оборудовании.
Наиболее интенсивное образование солевых отложений происходит в скважине в месте приема насоса, в его рабочих органах, а также насоснокомпрессорных трубах (НКТ) и далее в системах нефтесбора и поддержания пластового давления [24].
В настоящее время известно более 50 природных минералов и продуктов коррозии, входящих в состав солевых отложений. По процессу отложения, весь состав солей можно разделить на три условных группы [88].
Первая группа - растворимые минералы. Соли данной группы при изменении термобарических условий выпадают в осадок из пластовой жидкости и откладываются на поверхностях рабочих органов; Эта группа является наиболее многочисленной и в основном представлена сульфатами и карбонатами. В пей преобладают такие распространенные минералы, как: карбонат кальция (кальцит, арагонит) СаСОд, магнезит 1У^СОд, гипс Са804-2Н20.
Вторая группа - нерастворимые породообразующие минералы.. Соли этой группы откладываются в местах завихрений и застойных зонах перетекающей жидкости, налипая на концентраторы солеотложений (шероховатые поверхности с высокой адгезией, продукты коррозии,

отложения солей первой группы). Распространенные представители группы: кварц 5102, пирит Ре52, полевые шпаты, доломит, гидрослюдистые минералы.
Третья группа - продукты коррозии, образующиеся на поверхностях нефтепромыслового оборудования при воздействии агрессивной среды. При перекачке пластовой жидкости на поверхности оборудования воздействует сложная по составу агрессивная среда, которая содержит углеводороды, воду, хлориды, сульфаты, органические кислоты, сероводород, диоксид углерода. Действие среды усугубляется периодически закачиваемой серной или соляной кислотой в целях промывки оборудования от солей. В результате происходит сложный, многостадийный процесс коррозии. Его продукты - разнообразные агрегаты, окрашивающие солеотложения в коричневый, бурый, черный цвета. Коррозия приводит к разрушению гладкой поверхности рабочей поверхности оборудования и служит дополнительным центром кристаллизации. Данные соединения представлены в основном сульфатами, окислами и гидроокислами. Самые распространенные представители данной группы: сульфид железа ЕеБ, трехсернистое железо Ре253, куприт Си20, атакамит Си2С1(ОН)з, магнетит Ре,04.
Действие агрессивной среды и процессы коррозии особенно усиливаются при обводненности более 90%.
Исходя из состава солей и процессов их отложения, можно выделить две основные причины солеотложения на внутренней поверхности НКТ.
Первая причина - это определенный состав пластовой жидкости, высокая обводненность (более 90%), наличие растворенных и нерастворенных природных минералов, а также агрессивной среды.
Вторая причина - эксплуатационная:
- изменение термобарических условий в скважине [21], приводящее к выпадению в осадок некоторых соединений первой группы;

1 - сопло; 2 - патрубок подвода абразива; 3 - приемная камера;
4 - камера смешения; 5 - диффузор Рисунок 19 -Схема струйного аппарата
Поскольку транспортировка абразива будет осуществляться струйным аппаратом, расположенным на головке термоабразивного аппарата, то при прорыве подводящих магистралей исключается возникновение опасной ситуации, характерной для аппаратов по традиционной схеме. При этом просто прекратится транспортировка абразива, так как будет происходить подсос атмосферного воздуха от места прорыва к камере смешения.
Следующим большим преимуществом данной конструкции является исключение трубки подвода абразива из камеры сгорания, что позволит практически снять вопрос об абразивном износе этих деталей и значительно упростить конструкцию термоабразивного устройства.
Единственной деталью термоабразивного устройства, подвергающейся износу, останется камера смешения, которая может быстро заменяться на другой без разборки всего устройства и отсоединения магистрали подачи абразива.
Как уже отмечалось, очистка внутренней поверхности длинномерных изделий, в частности НКТ, при малом их внутреннем диаметре, требует