Лебедка сулейманова руководство по эксплуатации

Лебёдки МДС (механизм депарафинизации скважин – «Лебёдка Сулейманова»), производства ООО «Дебит-СК» имеют своеобразное инженерное решение. Обычно лебёдки располагаются в 25 м от устья скважины в блок-модуле, на фонтанной арматуре крепится только натяжной ролик и индукционная катушка. Лебёдка МДС-010 монтируется на устье скважины — на лубрикаторе, к которому крепится кронштейн с расположенным на нём оборудованием: сама лебёдка и электродвигатель. Станция управления СУЛС-10 располагается возле устья скважины. Второе существенное отличие от традиционных лебёдок это полная автоматизация при помощи станции СУЛС-10 (производство ЗАО НПО «Интротест»):

— процесс спуска скребка и подъёма скребка;

— защита «препятствие вверх»;

— защита «препятствие вниз»;

— режим запуска от ЭЦН;

— автоматический повторный спуск (АПВ).

Кроме того, существует возможность снятия архива и установка дополнительных параметров защиты и автоматизации.

Физические методы.

Физические методы подразделяются на:

Тепловой метод.

Удаление образовавшихся на стенках НКТ, труб АСПО производиться различными теплоносителями (нагретые нефть, вода), под действием которых происходит их плавление.

Химический метод.

Химические реагенты для борьбы с АСПО подразделяются на вещества или их смеси для удаления АСПО (растворители, растворы ПАВ) и составы для предотвращения образования парафиновых отложений (ингибиторы).

Эффективным способом удаления АСПО с поверхностей внутрискважинного оборудования является применение растворителей на основе легких углеводородных фракций нефти, а также побочных продуктов и отходов различных производств с добавками ПАВ (поверхностно-активные вещества).

Существует несколько способов промывки скважин углеводородными растворителями с целью удаления АСПО, которые для механизированного фонда можно свести к трем основным:

— закачка растворителя в межтрубное пространство с продавкой нефтью или водой через прием насоса (обратная промывка);

— закачка растворителя в трубное пространство НКТ со срывом насоса или с использованием специального клапанного устройства выше посадки насоса (прямая промывка);

— закачка растворителя в НКТ после подъема насоса и штанг при проведении подземного ремонта скважины (прямая промывка).

Обратная и прямая промывки растворителем могут осуществляться как с выдержкой его в скважине для увеличения времени контакта с АСПО, так и без выдержки (циркуляция вкруговую через технологическую емкость – при ПРС).

В ЦДНГ №11 применяется растворитель АСПО типа ФЛЭК Р-020.

67. Технология сбора и транспорта продукции скважин.

В ЦДНГ-11, на всех месторождениях, применена закрытая

герметизированная система сбора и транспорта продукции скважин.

Продукция скважин под давлением, создаваемым глубинными штанговыми и электропогружными насосами, по выкидным нефтепроводам подается в автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ), где происходит поочередный замер дебита каждой из подключенных скважин по жидкости.
С АГЗУ газонефтяная смесь по нефтегазосборным коллекторам поступает на дожимную насосную станцию (ДНС), где осуществляется первая ступень сепарации нефти.

Отсепарированная нефть насосами типа ЦНС и ГДМ транспортируется по внутрипромысловому трубопроводу на УПСВ(УППН с ДНС «Шершневка) для сбора, хранения и первичной подготовки далее на УППН «Каменный лог»

Состояние системы трубопроводов сбора продукции скважин контролируют по изменению проходного давления в той или иной точке системы.

Под проходным давлением понимается суточное давление в определенной точке системы сбора продукции скважин, соответствующее заданному режиму движения этой продукции.

68. Классификация трубопроводов по назначению?

выкидной нефтегазопровод (скважина – ГЗУ);

коллектор I порядка — нефтегазосборный трубопровод, объединяющий продукцию нескольких коллекторов II порядка до входа его в пункт подготовки;

коллектор II порядка — нефтегазосборный трубопровод, отводящий продукцию нескольких кустов скважин до врезки его в коллектор I порядка;

внутрипромысловый газопровод (ДНС – УППН);

внутриплощадочный (технологический) нефтепровод;

69. Виды защиты промысловых трубопроводов от коррозии?

внутреннее покрытие (лак, эмаль);

наружное покрытие (мастика, битум, полиэтиленовая пленка);

закачка ингибиторов коррозии;

ЭХЗ (электрохимическая защита).

70. Места установки запорной арматуры на трубопроводах?

устанавливается в соответствии с проектом, учитывающим рельеф местности;

в начале каждого ответвления от трубопровода протяженностью более 500 мм;

на входе и выходе трубопровода из установок подготовки нефти;

на обоих берегах водных преград;

на участках нефтегазопроводов, проходящих на отметках выше городов и населенных пунктов.

71. Требования к глубине заложения промысловых трубопроводов?

на непахотных землях вне посторонних проездов при условном диаметре: 300 мм – не менее 0,6 м., более 300 мм и менее 1000 мм – 0,8 м., 1000 мм и более – 1,0 м.

в скальных грунтах и болотистой местности при отсутствии проезда автотранспорта и сельхозмашин для всех диаметров – не менее 0,6 м.

на пахотных и орошаемых землях – не менее 1,0 м.

при пересечении строительных каналов, а также местных (промысловых) дорог – не менее 1,1 м.

глубина заложения трубопровода, транспортирующего среды, замерзающие при отрицательных температурах, принимается на 0,5 м ниже глубины промерзания грунта.

заложение трубопроводов, транспортирующих пресную воду, устанавливается в соответствии со СНИПом.

Источник

Что может лебедка Сулейманова?

Всем известно, что нефть — это сложная смесь различных углеводородов как легких, так и тяжелых. Ее добыча механизированным способом сопровождается отложениями в колоннах НКТ мазеобразной или твердой массы темного цвета, известной под названием АСПО (асфальтосмолистые, парафинистые отложения). Для устранения этого вещества и обеспечения нормальных условий работы скважины применяются различные методы. Одним из них является применение механической депарафинизации скважины (МДС) типа «Лебедки Сулейманова».

Это устройство не новинка, однако, оно значительно упрощает работу нефтяников и активно используется на промысле с 2009 года.

АСПО создают серьезные проблемы скважине. Они снижают ее производительность, увеличивают износ оборудования. Поэтому устранение отложений является актуальной задачей при добыче нефти. Лебедка Сулейманова подтвердила эффективность борьбы с парафиноотложениями путем их удаления с внутренних поверхностей насосно-компрессорных труб (НКТ). В настоящее время на Повховском месторождении ТПП «Когалымнефтегаз» лебедками Сулейманова оборудована 21 скважина.

Применение лебедки Сулейманова эффективно как при удалении уже образовавшихся отложений, так и при их предупреждении. Устройство выполнено в виде модульной конструкции, содержащей редуктор, барабан для проволоки, устройство контроля натяжения проволоки, контроллера системы управления работой лебедки по заданной программе. Ею, кстати, предусмотрена работа как в автоматическом, так и в ручном режиме.

Работает лебедка Сулейманова очень просто. Подвешенный на проволоку скребок опускается в скважину на заданную глубину, после чего поднимается вверх. С помощью этой несложной операции и очищаются стенки НКТ от парафина, и скважина начинает свободно «дышать». Отметим, что работа лебедки может выполняться и непрерывно, и периодично. Лебедка монтируется на лубрикаторе устьевой арматуры скважины, а станция управления — в непосредственной близости. Состояние лебедки, т.е. находится ли она в работе либо остановлена, выводится на систему телемеханики ЦДНГ. Здесь специалисты следят за работой данного оборудования.

Необходимость использования механической депарафинизации скважины (МДС) вызвана большей трудоемкостью ручного производства спуска и подъема скребков на скважинах с активными парафиноотложениями, а также отдаленностью кустовых площадок от цеха. Метод лебедки Сулейманова обеспечивает продолжительный период работы скважин, позволяет не допускать снижения подачи глубинно-насосного оборудования (ГНО) из-за отложений АСПО.

Вместе с тем применение МДС нуждается в повседневном контроле. По словам специалистов ЦДНГ-1 Повховского месторождения, работа лебедки в сильные морозы может вызвать некоторые проблемы. Так, при температурах ниже 30 градусов происходит потеря эластичности сальниковых уплотнений, которые предназначены для герметизации отверстий. А при температуре ниже 37 градусов использовать технологию и вовсе не рекомендуется. В целом же, при правильном подборе межочистного периода, своевременной замене масла в редукторе, регулярной проверке качества проволоки технология в автоматическом режиме будет работать стабильно.

Источник

Современный нефтепромысел – как добывается «чёрное золото»

Разговаривая со своими знакомыми и друзьями на темы, связанные с добычей нефти, я обратил внимание, что люди очень мало знают о том, как добывается нефть. Если, разумеется, это не связано с их работой. Это мне кажется странным и не справедливым – ведь добыча нефти оказалась той самой соломинкой, или спасательным кругом, уцепившись за который Россия смогла удержаться на плаву в 90-тые и «нулевые», собраться с силами и начать своё возрождение. И хотя сейчас доля нефтегазовых доходов государства составляет всего лишь 35…38% (По данным на 2017 год: РИА Новости ), то буквально лет десять назад это был основной источник дохода, а значит и единственная опора государства. Кто бы чего не говорил, а один этот факт уже говорит о том, что нефтяное дело достойно того, чтобы о нём знали граждане нашей страны. Хотя бы в общих чертах.

Я решил восполнить этот пробел, и написал «краткий» обзор о том, как устроен современный нефтепромысел. Постарался не перегружать техническими подробностями, а показать некие основные особенности этого дела – добычи нефти.

Для того, чтобы пробурить скважину – необходимо подготовить территорию. И не только саму площадку для размещения бурового станка, но и подвести все необходимые коммуникации: дорогу, электричество, различные трубопроводы. Но если вы посмотрите на местность, характерную для месторождений Западной Сибири (рис. 1), то можете себе представить стоимость и трудоёмкость этих работ! Среди этих болот и озёр подготовить подходящую для скважины площадку с коммуникациями не просто и не дёшево.

Для оптимизации этих затрат кто-то умный придумал технологию кустового бурения. Это такой способ строительства скважин, при котором с одной площадки разбуривается несколько скважин под разными углами к местной вертикали, и расходящимися по разным азимутам. Таким образом – комплекс этих скважин напоминает перевёрнутый куст, ветви которого «закопаны в землю».

Кустовым бурением называют такой способ, при котором устья скважин группируются на общей площадке, а забои находятся в точках, соответствующих геологической сетке разработки нефтяного (газового) месторождения (рис. 2 и 3).

Сама площадка, на которой сгруппированы устья куста скважин – так и называется «Кустовая площадка», или сокращённо «Куст».
С одного куста скважины могут попадать как в разные нефтеносные пласты, так и в различные точки одного и того же пласта – зависит от геологических условий месторождения и проекта.

Необходимо сразу уточнить: нефтеносный пласт, как правило, представляет из себя слой пористого песчаника, который как губка пропитан нефтью. Песчаник при этом может быть достаточно твёрдый – хоть ножи точи.
А знаменитые ныне «сланцы» — это непроницаемые слоистые породы, типа глины, между слоями которого есть небольшие скопления нефти, типа как делают слоёный торт «Наполеон» промазанный кремом.

Чтобы обеспечить такой профиль скважины, какой требуется для создания куста скважин – применяется технология наклонно-направленного бурения. Способов управления траекторией скважины при бурении достаточно много. В каждом способе используется свой специализированный буровой инструмент. Это тема большая, и достойная отдельного рассказа. А в этой статье просто укажу основные понятия, характеризующие скважину при наклонном бурении (рис. 4).

Зенитный угол скважины – угол между продольной осью скважины и вертикалью.
Азимут скважины – угол между направлением на север и проекцией продольной оси скважины на плоскость горизонта. Говорить про азимут скважины имеет смысл только при ненулевых значениях зенитного угла.

Для определения этих углов ориентации скважин применяется специальная геофизическая аппаратура: инклинометры. Это сложные навигационные приборы. По физическим основам их работы можно их разделить на два типа: гироскопические и магнитно-гравитационные. Используются и те, и другие – в разных условиях.

Глубина скважины – проекция длины ствола скважины на вертикальную ось, проходящую через устье. На месторождениях Западной Сибири глубина скважин порядка 2000…2500м. При этом длина ствола скважины с учётом сложной траектории – достигает 3000…3500м.

Из истории:
До 90-тых годов было принято считать, что если зенитный угол меньше 2 градусов, то азимутом скважины можно пренебречь, а саму скважину считать вертикальной. Это было связано с низкой точностью инклинометров, использующихся в те времена, которые не позволяли достоверно определить азимут при зените меньше 2 градусов.
Однако при увеличении количества скважин, бурящихся с одной кустовой площадки, стали происходить аварийные схождения скважин – когда новая бурящаяся скважина попадает в ранее пробуренную. При этом обе скважины приходится либо закрывать на капитальный ремонт, либо перебуривать, либо глушить. А это существенные потери денег, времени, и разрушение пласта.
В дальнейшем, при развитии геофизической аппаратуры и с разработкой инклинометров нового поколения – удалось повысить точность определения азимутов на малых углах зенита, и теперь можно достоверно контролировать траекторию скважины прямо от нулевого зенита.

О том как устроена и как работает буровая хорошо рассказано в блоге «Как это сделано» . Здесь я отмечу лишь несколько фактов:
— буровая это сложный технический комплекс, по масштабам напоминающий небольшой завод (рис. 5);
— буровая установлена на рельсы, и переезжает по кусту по мере того, как пробурит одну скважину и приступает к бурению следующей (рис. 6);
— буровая разбирается и увозится с куста скважин после окончания бурения всех спроектированных скважин.

Конструкция нефтяной скважины

Схематично конструкция скважины показана на рисунке (рис. 7). Что тут важно отметить:
— ствол скважины имеет стальную обсадную трубу (обсадную или эксплуатационную колонну), которая и определяет собственно форму и размер скважины;
— наружное пространство вокруг обсадной колонны заливается бетоном, заполняя при этом все каверны, полости и трещины в породе, которые образовались во время бурения скважины;
— толщина слоя бетона может быть довольно большой: 1…2м в кавернах.

Как же через этот слой бетона и стальную трубу в скважину попадёт нефть из продуктивного пласта?
Для решения этой задачи применяется технологическая операция, которая называется «перфорация скважины» (рис. 8). Это делается при освоении вновь пробуренной скважины или во время ремонтов скважины в ходе её дальнейшей эксплуатации. Выполняют перфорацию скважин обычно геофизики, с помощью специального инструмента – перфоратора.

Наибольшее распространение получили перфораторы кумулятивного действия (рис. 9) и пулевые. Кумулятивные, как следует из названия, пробивают обсадную трубу и наружный слой бетона за счёт образования кумулятивной струи при подрыве пиропатрона. Пулевой устроен примерно так же, но в нём ещё используются твердосплавные пули. В качестве «боевого» заряда обычно используется известное взрывчатое вещество – гексоген.

Итак, у нас построено несколько скважин, выполнено освоение, перфорация, лишнее оборудование увезено, и остаётся готовый куст скважин (рис. 10 и 11).

Теперь, когда у нас скважина построена, и посредством перфорации сопряжена с пластом – она наполняется нефтесодержащей жидкостью. Состав этой жидкости – отдельный разговор. Там и вода, и собственно нефть, и парафины, смолы, соли, кислоты, и чего только нет! Стальные трубы нефтесборного коллектора разъедает в два счёта! Поэтому приходится добавлять в нефтепроводы ингибиторы коррозии (для этого применяется БДР – блок дозирования реагента), или использовать трубы из коррозионно-устойчивых материалов.

К слову сказать, обводнённость нормально работающей скважины составляет порядка 60…80%. Это хороший показатель. Бывает, что доля нефти больше, а бывает меньше. Но даже при обводнённости 98% добыча не прекращается.

Нефть попадает в скважину под давлением, которое называется – пластовое давление. Если это давление достаточно высокое, и нефть самостоятельно может подняться до устья (то есть на высоту порядка 2000м), то такая скважина называется – фонтанная. В наше время это достаточно редкое явление. Как правило, пластового давления хватает, чтобы поднять нефтяную жидкость до некоторой высоты в скважине, которая называется – статический уровень.

Для того, чтобы поднять нефтяную жидкость со статического уровня на поверхность – используются специализированные нефтяные насосы. Их можно разделить на два типа:
ШГН – Штанговый Глубинный Насос (рис. 12).
ЭЦН – Электрический Центробежный Насос (рис. 13)
При этом подъём водно-нефтяной эмульсии (ВНЭ) от насоса на поверхность осуществляется по насосно-компрессорным трубам (НКТ), проходящим внутри скважины.

Установки ШГН отличаются сравнительно низкой производительностью. И ещё имеют ограничение по глубине расположения насоса, так как насос приводится в движение длинной металлической штангой. Насосы таких агрегатов устанавливают на глубине порядка 600…800м.

Из-за низкой производительности агрегаты ШГН применяют на малодебитных скважинах, с отдачей порядка 1…15 кубометров в сутки. Это скважины, которые уже на выдохшихся месторождениях, либо с повреждёнными пластами, либо неправильно пробуренные.

По последним тенденциям развития нефтепромысловой техники – агрегаты ШГН выводятся из эксплуатации, и скоро эти качалки – «символ нефтедобычи» — останутся лишь на мемориалах и в музеях. На смену ШГН-ам приходят погружные насосы ЭЦН, которые для случая малодебитных скважин работают не постоянно, а периодически (по программе). То есть имеется время накопления, когда ЭЦН отключен, и скважина набирает нефтесодержащую жидкость из пласта. И есть время работы, когда ЭЦН включен, и подаёт набравшуюся нефть на поверхность.

Установки ЭЦН (УЭЦН), как следует из названия – целиком погружаются в скважину на ту глубину, где отбор нефтесодержащей жидкости будет оптимальным (по указаниям геологической службы). Глубина установки ЭЦН может быть и 2000м, и больше. Крепится ЭЦН непосредственно на насосно-компрессорную трубу (НКТ), по которой жидкость поднимается на поверхность. Кабель для подачи напряжения питания на двигатель насоса – крепится к НКТ хомутами. По этому же кабелю передаются сигналы с различных датчиков, расположенных на ЭЦН или дополнительном модуле – на термо-манометрической системе (ТМС). Кабель входит в скважину через специальный герметичный кабельный ввод (рис. 14). По наличию этого ввода можно определить, что в скважине установлен ЭЦН.

Для управления работой ЭЦН предназначены специализированные станции управления (СУ). Эти станции обычно выстроены стройными рядами на специальных подмостках (рис. 15). В шкафу станции находится силовая (высоковольтная, 380В) часть – тиристоры, реле, и так далее. А логикой работы управляет «башка» станции (рис. 16) – контроллер станции управления (КСУ УЭЦН).

В контроллере КСУ УЭЦН работает программное обеспечение, которое управляет логикой включения-отключения УЭЦН, проверяет соблюдение технологических режимов, осуществляет защиту от аварийных условий работы. И передаёт оперативные данные (замеры с датчиков и вычисляемые параметры) на верхний уровень системы АСУТП (но об этом позже).

На выходе станций управления получается трёхфазное напряжение 380В, что, конечно, тоже не слабо, но не достаточно для эффективной работы УЭЦН, учитывая, что есть ещё длинная линия передачи (кабель). Поэтому напряжение поступает на повышающий трансформатор (ТМПН), с выхода которого получается порядка 1000…1100В (рис. 17) и подаётся по эстакаде к скважине, и затем (через кабельный ввод) уже в саму скважину, на УЭЦН.

Замеры дебита скважин

Для ведения первичной производственной отчётности, и для контроля над соблюдением технологических режимов работы необходимо вести учёт количества (дебит) и качества нефтесодержащей жидкости, поднимаемой из скважин. Для этого применяется так называемая Автоматизированная Групповая Замерная Установка – АГЗУ (рис.18).
АГЗУ называется «групповая» потому, что измерение дебита производится для группы скважин, подключенных к этой измерительной установке. В современных АГЗУ применяется кориолисовая массоизмерительная установка (рис. 19) основанная на использовании кориолисовой силы, возникающей при прохождении потока жидкости по петле (трубке чувствительного элемента).

Для того, чтобы подключать скважины к массоизмерительной установке по очереди – используется специальный технологический узел (рис. 20) – Переключатель Скважин Многоходовой (ПСМ). При подключении отвода скважины к измерительной линии – нефтесодержащая жидкость сначала поступает в ёмкости газосепаратора, чтобы растворённый в жидкости газ отделился и не вызывал погрешность измерения массы жидкости. Нефтяная жидкость из некоторых скважин похожа на газировку Кока-Колу, и попадая в атмосферное давление начинает пузыриться (вскипает). Отделённый в сепараторе газ может так же пройти через прибор учёта (расходомер или массомер газа). Этот показатель потом используется при определении газонасыщенности нефтесодержащей жидкости (газовый фактор).

Отводы скважин, которые не ставятся в данный момент времени на замер – подключаются к общему нефтесборному коллектору, и далее по кустовому нефтепроводу жидкость перекачивается в место сбора, например на Дожимную Насосную Станцию (ДНС).

В установках АГЗУ может так же производиться измерение обводнённости нефтесодержащей жидкости, её плотности, температуры, плотности газа. И один из важнейших технологических показателей – давление в нефтесборном коллекторе, под действием которого нефтесодержащая жидкость передаётся по нефтепроводу на ДНС.

Показания массомеров и остальных датчиков АГЗУ отображаются на индикаторных устройствах контролера АГЗУ, и передаются на верхний уровень системы АСУТП (но об этом позже).

Система поддержания пластового давления

Технологии поддержания пластового давления (ППД) изменялись со временем. Когда-то для этой цели в пласт закачивали попутный газ (который добывается вместе с нефтью), и как бы «выдували» содержимое пластов этим газом. Технология такого типа называлась – газлифт. Сейчас эта технология признана неэффективной и вредной (разрушительной) для пластов. На современном нефтепромысле для поддержания пластового давления и повышения нефтеотдачи пластов – в пласты через нагнетательные скважины закачивают воду под большим давлением – порядка 20Мпа на входе кустового водораспределительного блока (ВРБ). ВРБ ещё называют блок гребёнок (БГ), или блок распределения воды (БРВ) – на разных предприятиях по-разному, кто как привык. ВРБ бывает закрытого типа (рис. 21 – внутри блок-бокса) или открытого типа (рис. 22 – под открытым небом).

Водораспределительные блоки ВРБ (или блок гребенок БГ) предназначены для распределения по нагнетательным скважинам воды, учета ее количества, регистрации давления, регулирования процесса закачки.

В блоке ВРБ размещены входной напорный коллектор и выходные распределительные линии к нагнетательным скважинам. Вода на входной коллектор ВРБ поступает по трубопроводу высокого давления с Кустовой Насосной Станции (КНС).

Можно ещё отметить, что вода для закачки в пласт в систему ППД в основном берётся из той самой нефтесодержащей жидкости – после сепарации нефти. То есть отделённая и очищенная нефть идёт в коммерческий нефтепровод, а оставшаяся (подтоварная) вода – загоняется обратно в пласты. Но в случае нехватки воды из-за каких-либо потерь всегда можно добавить из водозаборных скважин (сеноманская вода – из отложений сеноманского яруса).

Источник