- открыть вентиль ВН 3;
- подключить трубопровод сжатого воздуха к штуцеру вентиля ВН 3 и продуть пароводяную магистраль в течение 7-10 минут;
- после продувки все вентили оставить открытыми для стока оставшейся влаги с внутренних стенок змеевиков и трубопроводов.
Консервация и расконсервация установки
Установка подлежит консервации при бездействии более 2-х месяцев на месте эксплуатации.
Консервацию автомобиля и насосов производить согласно инструкции заводов-изготовителей.
Консервация узлов и деталей установки должна производиться согласно ГОСТ 9.014 для изделий группы II. При этом поверхности, подлежащие консервации, должны быть очищены от механических загрязнений, обезжирены и высушены. Места с поврежденным покрытием зачистить наждачной бумагой, покрасить.
В качестве консервирующих смазок рекомендуется применять для внутренних поверхностей - масло консервационное К-17 ГОСТ 10877-76, для наружных поверхностей - смазка пушечная ПВК ГОСТ 19537-83.
Очищенные и подготовленные к консервации наружные поверхности покрываются смазкой пушечной, разогретой до температуры 100-110°С. Масло консервационное К-17 может применяться без предварительного подогрева, но с температурой не ниже 20°С.
Консервацию котла производить заполнением змеевиков инертным газом с точкой росы не выше 228К (минус 45°С). После заполнения перекрыть соответствующую запорную арматуру.
Снять горелку. Детали форсунок покрыть смазкой ПВК.
Через горелочный люк на дно котла положить мешочек с силикагелем и установить горелку на место.
Отверстие дымовой трубы накрыть полиэтиленовой пленкой и обвязать шпагатом.
Рабочие поверхности кранов, штуцеры и гайки магистральных труб и поворотных колен законсервировать, обернуть бумагой и обвязать шпагатом.
Консервация обеспечивает защиту без переконсервации на срок не более трех лет.
Для расконсервации установки удалить защитную смазку со всех неокрашенных поверхностей и протереть сухой ветошью.
Провести расконсервацию автомобиля, насосов и подготовить их к работе согласно инструкции заводов-изготовителей.
Залить масло в картеры насоса и редуктора, залить в цистерну горячую воду, запустить насос и в течение не менее 2-х часов прокачать воду через змеевики котла и трубопроводы.
Порядок технического обслуживания составных частей установки
Указание мер безопасности
Перед техническим обслуживанием убедиться в том, что:
- установка полностью обесточена;
- давление в трубопроводах снижено до атмосферного;
- температура трубопроводов, арматуры и стенок котла не выше плюс 30°С;
– все трубопроводы опустошены, а топливный бак и топливопроводы пропарены (при проведении сварочных работ).
При замене узлов и деталей установки работы выполняются оператором и слесарным ремонтником. При использовании подъемных устройств необходим стропальщик. Для выполнения сварочных работ по разборке и сборке котла необходим сварщик соответствующей квалификации.
В зимнее время работы производить в утепленном или защищенном от ветра и атмосферных осадков помещении.
Демонтаж металлического кузова установки (кунга)
Отсоединить металлический кузов от монтажной платформы, для чего развинтить болты М12 с наружной стороны кузова.
Отсоединить и снять тяги вентиля подачи топлива.
Отсоединить трос управления заслонкой вентилятора.
С помощью гибких эластичных строп, присоединенных к четырем проушинам в верхней части кузова, демонтировать кузов с монтажной платформы с использованием подъемного устройства грузоподъемностью не менее 1 т.
Демонтаж парового котла
Отсоединить топливную систему от котла, для чего отвернуть накидную гайку форсунки.
Отсоединить систему обвязки, для чего:
- разъединить два штуцерно-ниппельных соединения на входе и выходе из парового котла;
- разъединить два соединения трубопроводов сброса пара от предохранительных клапанов.
Отсоединить все крепления элементов обвязки и приборов от кожуха котла.
Отсоединить паровой котел (рисунок 13) от платформы установки для чего отвернуть 6 гаек М16х1,5 с болтовых соединений под платформой установки.
Снять паровой котел с установки при помощи подъемного устройства грузоподъемностью не менее 1 т и установить его на заранее подготовленное место.
Монтаж парового котла производить в обратной последовательности.
Замена змеевиков парового котла (рисунок 13).
Отсоединить накидные гайки на трубопроводе, соединяющем паровой котел с атмосферой.
Снять искрогаситель 2, отвернув два фиксирующих винта в трубе котла.
Снять кожух 1 при помощи подъемного устройства, предварительно отсоединив двенадцать болтовых соединений M12.
Разрезать соединительную петлю 9 внутреннего змеевика 8 с наружным змеевиком 7.
Снять наружный змеевик для чего отвернуть четыре гайки M12x1,5 снизу парового котла.
Снять внутренний змеевик 8, предварительно сбив асбестовую заглушку.
Примечания:
а) при сборке парового котла необходимо восстановить асбестовые заглушки в местах их снятия;
б) соединение внутреннего змеевика 8 с наружным змеевиком 7 производится петлей 9 при помощи сварки.
Установку новых змеевиков производить в обратной последовательности.
Контроль металла змеевиков в период эксплуатации не предусматривается. Применяемые котельные трубы для изготовления змеевиков определяют расчетный срок службы котла.
Для замены клиновых ремней в трансмиссии установки необходимо снять защитные кожухи, ослабить натяжение ремней посредством натяжных устройств и снять ремень, подлежащий замене, после замены ремня отрегулировать его натяжение.
Для технического обслуживания вентилятора, водяного и топливного насосов, фильтров и другого оборудования, входящего в состав установки, необходимо руководствоваться инструкциями по эксплуатации соответствующего оборудования.
4. Сервисное обслуживание скважины
парогенераторный установка транспортный
Сервисное обслуживание скважин с использованием тепловых методов заключается в способности парафина плавиться при температурах выше 50 єС и стекать с нагретой поверхности. Для создания необходимой температуры требуется специальный источник тепла, который может быть помещен непосредственно в зону отложений или необходимо вырабатывать теплосодержащий агент на устье скважины. В настоящее время используют технологии с применением горячей нефти или воды в качестве теплоносителя [16].
Асфальто-смолисто-парафиновые отложения (АСПО) не являются простой смесью асфальтенов, смол и парафинов, а представляют собой сложную структурированную систему с ярко выраженным ядром из асфальтенов и осадочным слоем из нефтяных смол. Под механизмом парафинизации понимается совокупность процессов, приводящих к накоплению твердой органической фазы на поверхности оборудования. При этом образование отложений может происходить либо за счет сцепления с поверхностью уже готовых, образовавшихся в потоке частиц твердой фазы, либо за счет возникновения и роста кристаллов непосредственно на поверхности оборудования.
На интенсивность образования АСПО в системе транспорта, сбора и подготовки нефти влияет ряд факторов, основными из которых являются:
- снижение давления в области забоя и связанное с этим нарушение гидродинамического равновесия газожидкостной системы;
- интенсивное газовыделение;
- уменьшение температуры в пласте и стволе скважины;
- изменение скорости движения газожидкостной смеси и отдельных её компонентов;
- состав углеводородов в каждой фазе смеси;
- соотношение объёмов фаз (нефть-вода).
В призабойной зоне пласта (ПЗП) перечисленные факторы меняются непрерывно от периферии к центральной области в скважине, а в самой скважине от забоя до устья, поэтому количество и характер отложений не являются постоянными.
Место выделения АСПО может находиться на различной глубине и зависит от режима работы скважины. Среди условий, способствующих образованию отложений, можно назвать снижение давления и температуры, а также разгазирование нефти. Известно, что растворяющая способность нефти по отношению к парафинам снижается с понижением температуры и дегазацией нефти. При этом преобладает температурный фактор. Интенсивность теплоотдачи зависит от разницы температур жидкости и окружающих пород на определённой глубине, а также теплопроводности кольцевого пространства между подъёмными трубами и эксплуатационной колонной.
Практика добычи нефти на промыслах показывает, что основными участками накопления АСПО являются скважинные насосы, подъёмные колонны в скважинах, выкидные линии от скважин, резервуары промысловых сборных пунктов. Наиболее интенсивно АСПО откладываются на внутренней поверхности подъёмных труб скважин. В выкидных линиях их образование усиливается в зимнее время, когда температура воздуха становится значительно ниже температуры газонефтяного потока.
С ростом скорости движения нефти интенсивность отложений вначале возрастает, что объясняют увеличением турбулизации потока и, следовательно, увеличением частоты образования и отрыва пузырьков от поверхности трубы, флотирующих взвешенные частицы парафина и асфальтосмолистых веществ.
Кроме того, движущийся поток срывает часть отложений со стенок труб, чем и можно объяснить резкое снижение отложений в интервале 0 - 50 м от устья, а также, имея большие скорости течения, он оказывается более стойким к охлаждению, что тоже замедляет процесс образования АСПО.
Шероховатость стенок и наличие в системе твердых примесей способствуют также выделению из нефти парафина в твердую фазу.
Кроме указанных основных факторов на интенсивность парафинизации трубопроводов при транспортировании обводненной продукции скважин могут оказывать влияние обводненность продукции и величина рН пластовых вод. Причем влияние этих факторов неоднозначнои может быть различным для разных месторождений. Борьба с АСПО предусматривает проведение работ по двум направлениям.
Первое направление - предупреждение (замедление) образования отложений. К таким мероприятиям относятся: применение гладких (защитных) покрытий; химические методы (смачивающие, модификаторы, депрессаторы, диспергаторы); физические методы (вибрационные, ультразвуковые, воздействие электрических и электромагнитных полей).
Второе направление - удаление АСПО. Это тепловые методы (промывка горячей нефтью или водой в качестве теплоносителя, острый пар, электропечи, индукционные подогреватели, реагенты, при взаимодействии с которыми протекают экзотермические реакции); механические методы (скребки, скребки-центраторы); химические (растворители и удалители). Для этого используется спецтехника, такая как агрегаты для депарафинизации (АДПМ) и паропромысловые установки (ППУ).
Подсоединение установки к скважине
Рисунок 9. Схема подсоединения установки к скважине: 1-установка ППУА-1600/100, 2-магистральные трубы, 3-вентиль, 4-обра-тный клапан, 5-запорная арматура скважины, 6-манометр
Заключение
парогенераторный установка транспортный
В данной курсовом проекте рассмотрена установка ППУА 1600/100М, предназначенная для депарафинирования призабойной зоны скважин, трубопроводов, резервуаров, арматуры и другого нефтепромысового оборудования насыщенным паром высокого давления, а также обогрева и мойки автотранспортной техники, разогрева промышленного, коммунального, бытового, водяного и газового оборудования насыщенным паром низкого давления.
Список использованных источников
1. Блантер С. Г. Электрооборудование нефтяной и газовой промышленности : учебник для нефт. спец. вузов / С.Г. Блантер, И.И. Суд. - 2-е изд., перераб. и доп. - М. : Недра, 1980. - 478 с.
2. Каменщиков Ф.А. Тепловая депарафинизация скважин / Ф.А. Каменщиков - Москва - Ижевск. НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2005. - 254 с.
3. Крылов А.П. Научные основы разработки нефтяных месторождений / А.П. Крылов, М.М. Глоговский, М.Ф. Мирчинк, Н.М. Николаевский, И.А. Чарный. Москва - Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2004. - 416 стр.
4. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти: уч. пос. для вузов / И.Т. Мищенко -- М: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003. -- 816 с.
5. Нюняйкин В.Н. Справочник нефтяника / В.Н. Нюняйкин, Ф.Ф. Галеев, Ю.В. Зейгман, Г.А. Шамаев. -Уфа: Башкортостан, 2001. - 264 с.
6. ППУА 1600/100 на шасси Камаз 43118 [Электронный ресурс]: (возможности актуализации) / ООО “ППУА” Производственное предприятие “УралАвто” Режим доступа: