КОМПЛЕКТНЫЕ СЕРИИ КТППНКС

КТППНКС предназначены для электроснабжения, управления и защиты четырех центробежных электронасосов (ЭЦН) с электродвигателями мощностью 16 - 125 кВт для добычи нефти из кустов скважин, питания до четырех электродвигателей станков-качалок и передвижных токоприемников при выполнении ремонтных работ.

КТППНКС рассчитаны на применение, в условиях Крайнего Севера и Западной Сибири.

Климатическое исполнение УХЛ, категория размещения 1, группа условий эксплуатации М4.

В шифре 5КТППНКС-650/10/1,6-85УХЛ1, ВН-6 кВ приняты следующие обозначения: 5 - число применяемых трансформаторов; КТППНКС - буквенное обозначение изделия; 650 - суммарная мощность силовых трансформаторов в кВА; 10 - класс напряжения силовых трансформаторов в кВ; 1,6 - номинальное напряжение, на стороне низшего напряжения, кВ; 85 - год разработки; УХЛ1 - климатическое исполнение и категория размещения.

КАБЕЛЬ

Для подвода электроэнергии к электродвигателю установки погружного насоса применяется кабельная линия, состоящая из основного питающего кабеля и срощенного с ним удлинителя с муфтой кабельного ввода, обеспечивающей герметическое присоединение кабельной линии к электродвигателю.

В зависимости от назначения в кабельную линию могут входить:

в качестве основного кабеля - круглые кабели марок КПБК, КТЭБК, КФСБК или плоские кабели марок КПБП, КТЭБ, КФСБ;

в качестве удлинителя - плоские кабели марок КПБП или КФСБ;

муфта кабельного ввода круглого типа. Кабели марок КПБК и КПБП с полиэтиленовой изоляцией предназначены для эксплуатации при температурах окружающей среды до +90 °С.

Кабели КПБК и КПБП состоят из медных токопроводящих жил, изолированных в два слоя полиэтиленом высокой плотности и скрученных между собой (в кабелях КПБК) или уложенных в одной плоскости (в кабелях КПБП), а также из подушки и брони.

Кабели марок КТЭБК и КТЭБ с изоляцией из термоэластопласта предназначены для эксплуатации при температурах окружающей среды до +110 °С.

Кабели КТЭБК и КТЭБ состоят из медных, изолированных полиамидно-фторопластовой пленкой токопроводящих жил в изоляции и оболочках из термоэластопласта и скрученных между собой (в кабелях КТЭБК) или уложенных в одной плоскости (в кабелях КТЭБ), а также из подушки и брони.

Кабели марок КФСКБ и КФСБ с фторопластовой изоляцией предназначены для эксплуатации при температурах окружающей среды до +160 °С.

Кабели КФСБК и КФСБ состоят из медных, изолированных полиамидно-фторопластовой пленкой токопроводящих жил в изоляции из фторопласта и оболочках из свинца и скрученных между собой (в кабелях КФСБК) или уложенных в одной плоскости (в кабелях КФСБ), а также из подушки и брони. В промежутках между изолированными и ошлангованными основными жилами круглых и плоских кабелей могут располагаться изолированные контрольные жилы меньшего сечения.

 

Вопрос 3

 

Известно, что нефть есть сложная смесь различных углеводородов, как легких, так и тяжелых, находящихся в термодинамическом равновесии при пластовых условиях. Добыча нефти сопровождается неизбежным изменением термодинамических условий и переходом нефти от пластовых условий к поверхностным. При этом понижаются давление и температура. Нарушается фазовое равновесие отдельных углеводородов в смеси и происходит их выделение в виде углеводородных газов того или иного состава, с одной стороны, и твердых или мазеобразных тяжелых фракций в виде парафина, смол и асфальтенов, с другой стороны. Охлаждение нефти при подъеме, выделение из нее газообразных фракций при понижении давления уменьшает ее растворяющую способность по отношению к таким тяжелым фракциям, как парафины и смолы, которые выделяются в виде кристаллов парафина, образуя новую твердую фазу.

Нефти по своему углеводородному составу весьма разнообразны. Поэтому на некоторых месторождениях добыча нефти не сопровождается выделением парафина. Мелкие частицы парафина могут оставаться во взвешенном состоянии и уноситься потоком жидкости. При определенных условиях они склеиваются вместе выделяющимися одновременно смолами и асфальтепами, образуя липкие комочки твердых углеводородов, которые прилипают к шероховатым стенкам труб, уменьшая их сечение.

Температура, при которой в нефти появляются твердые частицы парафина, называется температурой кристаллизации парафина. Она бывает разной для разного состава нефтей и состава самих парафиновых фракций.

Температура плавления парафинов составляет от 27 до 71 °С, а близких к ним церезинов (С₃₆ - С₅₅) - от 65 до 88°С. Для парафинистых нефтей восточных месторождений (Татарин, Башкирии, Пермской области) температура, при которой начинается отложение парафина на стыках НКТ, составляет 15 - 35°С, а на некоторых месторождениях полуострова Мангышлак выпадение парафина наблюдается даже при пластовых условиях, так как температура кристаллизации близка к первоначальной пластовой. Незначительное охлаждение пласта в результате закачки холодной воды уже приводит к частичной кристаллизации парафина и к ухудшению его фильтрационной способности со всеми вытекающими последствиями.

Толщина отложений парафина на внутренних стенках труб увеличивается от забоя к устью скважины по мере снижения температуры и дегазации нефти. На промыслах восточных районов начало отложений тяжелых фракций углеводородов на стенках труб отмечается на глубинах 400 - 300 м. Эти отложения представлены вязкой массой, состоящей из смеси смол, церезинов, асфальтенов и парафинов. Как правило, их толщина достигает максимума на глубинах 200 - 50 м, а ближе к устью толщина отложений уменьшается. Это связано с увеличением скорости движения газожидкостной смеси в результате расширения газа и механическим разрушением парафиновых отложений потоком жидкости. Отложению парафина способствуют шероховатость поверхности, малые скорости потока и периодическое обнажение поверхности в результате пульсации.

Для предотвращения отложений парафина и обеспечения нормальных условий работы скважины применяются различные методы. Можно выделить следующие главные методы ликвидации отложений парафина.

1. Механические методы, к которым относятся:

- а) применение пружинных скребков, периодически спускаемых в НКТ на стальной проволоке;

- б) периодическое извлечение запарафиненной части колонны НКТ и очистка их внутренней полости механическими скребками на поверхности;

- в) применение автоматических так называемых летающих скребков.

2. Тепловые методы:

- а) прогрев колонны труб путем закачки перегретого пара в затрубное пространство;

- б) прогрев труб путем закачки горячей нефти;

3. Применение труб, имеющих внутреннее покрытие из стекла, эмали или эпоксидных смол.

4. Применение различных растворителей парафиновых отложений.

5. Применение химических добавок, предотвращающих прилипание парафина к стенкам труб.

В зависимости от интенсивности образования парафиновых отложений, их прочности, состава и других особенностей применяют различные методы и часто их комбинации.

Одно время широко применялся способ борьбы с парафином с помощью автоматической депарафинизационной установки (АДУ). Несколько скребков, а точнее круговых ножей периодически спускается на стальной проволоке в НКТ до глубины начала отложения парафина. Затем с помощью автоматически управляемой лебедки скребки поднимаются до устья скважины. Интервалы времени на спуск и подъем устанавливаются автоматически реле времени, управляющим работой электромотора лебедки. Скребки спускаются в фонтанную скважину через обычный лубрикатор, так же как опускается глубинный манометр.

return false">ссылка скрыта

Установки АДУ были заменены в результате широкого применения остеклованных или эмалированных фонтанных труб, производство которых было налажено на промыслах Татарии. Использование остеклованных труб исключило необходимость устанавливать у скважины лебедку, затрачивать для ее работы электроэнергию и содержать дополнительный обслуживающий персонал. Однако при остеклованных трубах не удавалось полностью предотвратить отложение парафина. В муфтовых соединениях труб оставались неостеклованные стыки (несмотря на наличие специальных вкладышей), в которых накапливались отложения. При транспортировке таких труб и при их спуске в скважину наблюдались сколы и разрушения остеклованных поверхностей.

В настоящее время интенсивно ведутся исследования по применению химических методов борьбы с парафином, сущность которых заключается в гидрофилизации поверхности труб, на которой парафин не откладывается. Благодаря адсорбции химических реагентов на внутренней поверхности труб и на кристаллах парафина образуется тонкая защитная гидрофильная пленка, препятствующая росту кристаллов и их отложению в трубах. В качестве химических реагентов применялись как водорастворимые, так и нефтерастворимые ПАВ. Водорастворимые ПАВ улучшают смачивание поверхности труб водой, которая в том или ином количестве всегда имеется в нефти. Нефтерастворимые ПАВ увеличивают число центров кристаллизации парафина, т. е. его дисперсность, что способствует его выносу потоком жидкости на поверхность. Некоторые ПАВ (ГИПХ-180, катапин А) резко увеличивают гидрофильность поверхности. Это улучшает смачиваемость ее водой и снижает интенсивность отложения парафина. Однако отсутствие в достаточном количестве таких высокоэффективных химических реагентов, их высокая стоимость, ненадежность дозировки и подачи к местам отложения парафина пока сдерживают широкое их применение в практике нефтедобычи.

Для удаления парафина тепловыми дозировки и подачи к местам отложения парафина пока сдерживают широкое их применение в практике нефтедобычи.

Для удаления парафина тепловыми методами применяют передвижные парогенераторные установки ППУ-ЗМ на автомобильном или гусеничном ходу производительностью пара 1 т/ч при температуре 310 °С, состоящие из прямоточного парового котла, питающих устройств и имеющие запас пресной воды. Такими устройствами пользуются для удаления парафиновых отложений не только в фонтанных трубах, но и в манифольдах и выкидных линиях. Для этого используется насосный агрегат 1АДП-4-150, которым прокачивается горячая нефть, нагретая до 150°С при давлении до 20 МПа и при подаче 4 дм³/с.

Для предотвращения пульсации фонтанных скважин применяются на нижнем конце колонны фонтанных труб специальные рабочие отверстия или клапаны.

Пульсация вызывает преждевременное прекращение фонтанирования в результате кратковременного увеличения плотности столба жидкости в НКТ, его дегазации и увеличения давления на забое. Большой объем межтрубного пространства способствует накоплению в нем большого объема газа, который при условии Рс < Рнас периодически прорывается через башмак НКТ до полной продувки фонтанных труб. Давление на забое понижается. После этого скважина длительное время работает на накопление жидкости.

Наличие малого (несколько мм) отверстия на некоторой высоте (30 - 40 м) от башмака НКТ обеспечивает сравнительно стабильное поступление газа из межтрубного пространства в НКТ, не допуская прорыва этого газа через башмак. После того как накапливающийся газ оттеснит уровень жидкости ниже отверстия, он начинает поступать в НКТ, и пульсация гасится. Если перепад давления в отверстии Δр, то уровень жидкости будет поддерживаться ниже отверстия на глубине a = ΔР·ρ·g. Аналогичную роль выполняет рабочий клапан, в котором при превышении давления сверх установленной величины срабатывает подпружиненный клапан и перепускает газ из межтрубного пространства в НКТ.