The crude oil, gas and condensate production shop started pilot operation of an automatic unit for asphaltene, resin and paraffin deposit removal from the well. At the Orenburg oil, gas and condensate field
Монтаж и подключение установки выполнили всего за полтора часа. «Основные узлы соединили на земле, – рассказал мастер по добыче нефти, газа и конденсата Алексей Андреев. – Готовую конструкцию с помощью автокрана установили на буферную задвижку и, подключив автоматику, пустили в работу».
Добыча углеводородов на скважине № 558Н ведется при помощи погружного насоса. В пластовой жидкости содержатся парафины, которые налипают на стенки насосно-компрессорных труб, снижая их пропускную способность. Чтобы не образовалась «парафиновая пробка», подрядная организация еженедельно проводит чистку и термохимическую обработку скважины. Специалисты инженерно-технического центра (ИТЦ) и газопромыслового управления нашли способ оптимизировать этот процесс.
На скважине установили автоматический депарафинизатор. Он состоит из электрической лебедки и лубрикатора – устройства для спуска на глубину до 400 метров и подъема скребка, который срезает парафины со стенок труб. Рядом с площадкой находится станция управления лебедкой. На дисплее видно, на какой глубине идет чистка, показания записываются на карту памяти.
– Наша цель – определить оптимальный режим работы лебедки, – подчеркнул заместитель начальника цеха Александр Крутов. – В дальнейшем, задав необходимые параметры, будем контролировать процесс чистки дистанционно из диспетчерской.
– Подобрать материалы для работы в условиях Оренбургского месторождения оказалось непросто, – отметил заместитель начальника отдела перспективного развития ИТЦ Сергей Елагин. – По нашей просьбе завод-изготовитель разработал детали, которые выдержат среду с содержанием сероводорода до 6 процентов.
Кроме того, лебедка позволяет избежать влияния неблагоприятных погодных условий – шквалистого ветра и понижения температуры, при которых подрядные организации не проводят работы.
– За счет того, что лубрикатор подогревается изнутри до 100 градусов, налипшие на скребок парафины расплавляются и выносятся из скважины с потоком жидкости. В перспективе это позволит отказаться от термохимической обработки, а значит, сэкономить на реагентах и снизить их негативное влияние на электрический кабель погружного насоса, – добавил Александр Крутов.
Учет жидкости ведет счетчик «ЭМИСМЕРА». Его внутренние части выполнены из сплавов, устойчивых к сероводородному растрескиванию. «Испытания показали, что счетчик дает показания не менее точные, чем передвижной комплекс для исследования и освоения скважин, – подчеркнул Сергей Елагин. – Монтаж и демонтаж комплекса занимает неделю, а счетчик можно снять и установить на другую скважину за пару часов».
Останавливать процесс добычи черного золота во время работы установки депарафинизации не нужно, также не требуется снижать производительность погружного насоса. Новое оборудование планируется внедрить на других промыслах, если опробование пройдет успешно.
Людмила ЛОКТИОНОВА
Фото Эдуарда ЗУБКОВА
Корпоративная газета «Оренбургский газ» № 21. 6 июня 2019 г.