Теперь нет необходимости закупать 2 комплекта устьевого оборудования и нести дополнительные затраты на привлечение сервисных бригад, что позволит повысить эффективность добычи битумной нефти.
Ильшат Маратович Гараев главный специалист отдела маркетинга ООО «ТМС-Буровой Сервис»
Добыча тяжелой битумной нефти – одна из самых сложных технологий в мире. И даже когда работа поставлена на поток, налажена, настроена, все равно возникает ряд задач, которые все еще требуют решения. В настоящее время в процессе эксплуатации оборудования и добычи «тяжелой» (битумной) нефти возникают проблемы при проведении циклической закачки пара и добычи разогретой нефти. В частности, перед проведением операции по закачке пара в пласт нефтегазодобывающей компанией необходимо привлечение сервисных предприятий для осуществления следующих операций:
Подготовка наземного привода ШГН
к спускоподъемным операциям (откинуть головку балансира, а в некоторых случаях и демонтировать станок-качалку в сборе). Работы, связанные с проведением данных операций, составляют от 3-х до 10 часов.
Монтаж устьевого оборудования
для осуществления закачки пара в пластAll our professionals have more than 5 years of legal experiences. They use their knowledge to make our clients life better.
Привлечение бригады подземного ремонта скважинGood Support
для демонтажа устьевого оборудования (как правило, АУ 140х50) и поднятия глубинно-насосного оборудования. Работы бригады ПРС от 48 до 72 часов
Монтаж и проведение пусконаладочных работIndividual Approach
парогенераторной установки для подачи разогретого пара в пласт.Our company works according to the principle of individual approach to every client. This method lets us to get success in problems of all levels.
;;;Таб 1;
№ п.п;Наименование;Ед. изм.;Значение
;;;При сборке для нагнетания пара;При сборке для добычи ШГН
1;Условный проход:; мм;;
;- стволового прохода;;80;65
;- бокового отвода елки;;80;65
;- технологических отводов;;50;50
2;Температура рабочей среды, не более;°С;+ 350;+ 90
3;Рабочее давление, не более;МПа;18 МПа;4 МПа при работающем ШГН, 14 МПа при остановленном ШГН и зажатых сальниках
4;Рабочая среда;;пар, горячая вода, нефть, газ;пар, горячая вода, нефть, газ
5;Присоединительная резьба колонны НКТ;;Батресс 114;Батресс 114
6;Тип фланца для присоединения к колонной обвязке;;280х21-П53 ГОСТ 632-80;280х21-П53 ГОСТ 632-80
7;Класс герметичности запорной арматуры по ГОСТ Р 54808-2011;;А;А
8;Стойкость к воздействию скважиной среды по ГОСТ 13846-89;;К1;К1
9;Тип уплотнения фланцевых соединений стволовой части арматуры;;металл – металл;металл – металл
10;Предельные значения температур окружающего воздуха;°С;от -60 до +40;от -60 до +40
11;Габаритные размеры, Д х Ш х В *;мм;3100 х 725 х 2520;3100 х 725 х 1850
12;Уровень технических требований;;УТТ 1;УТТ 1
После подготовки скважины к операции по закачке пара, в скважину начинают подавать разогретый пар с температурой от 250 до 350°С. Время подачи разогретого пара зависит от технических параметров скважины, но, как правило, это от 2-х недель до 1-го месяца. После закачки пара в скважину, ее оставляют в простое (ожидание притока нефти) от 10 до 20 дней. После этого проводят операции, указанные выше, только в обратной последовательности:
Демонтаж
парогенераторной установки
Привлечение бригады ПРС
для спуска ГНО в скважину и монтажа устьевого оборудования;
Демонтаж
устьевого оборудования, предназначенного для закачки пара
Привлечение сервисной бригады
по ремонту и обслуживанию НП ШГН для монтажа станка-качалки
Запуск добычи
разогретой битумной нефти
Схема сборки арматуры
Данная технология добычи нефти влечет за собой длительные простои скважины в ожидании технологических операций (соответственно, недобытая нефть), большие инвестиционные (закупка 2-х комплектов устьевого оборудования, один – под закачку пара, второй – для добычи нефти) и эксплуатационные затраты (работа сервисных бригад по обслуживанию НП ШГН и бригад по подземному ремонту скважин). А альтернативных решений, позволяющих сократить время, упростить технологию и при этом сэкономить затраты, в настоящее время не существует. Опираясь на наш многолетний опыт по изготовлению и поставке термостойкого устьевого оборудования в компании, занимающиеся добычей трудноизвлекаемой битумной нефти (ПАО «Татнефть», ООО «Лукойл – КОМИ», ООО «Роснефть – Сахалинморнефтегаз"), мы в ООО "ТМС-Буровой Сервис" приняли решение освоить производство оборудования, которое позволит упростить добычу «тяжелой» нефти и максимально повысит эффективность бизнеса заказчика. Для решения задач по освоению нового продукта, специалисты отдела маркетинга и конструкторско-технологического отдела ООО "ТМС-Буровой Сервис" проанализировали существующие технологии добычи "тяжелой" нефти, а также провели переговоры с техническими специалистами компаний, которые занимаются разработкой и добычей битумной нефти в Республике Татарстан и Российской Федерации. В результате проведенного анализа и переговоров с техническими специалистами компаний, занимающихся добычей битумной нефти, была выявлена проблема, что эксплуатируемое в настоящее время оборудование и технология добычи трудноизвлекаемой нефти влекут за собой большие трудовые и финансовые затраты, что ведет к длительным простоям скважины (от 5 до 10 суток) и, соответственно, приводит к удорожанию себестоимости добытой нефти.
Для решения трудностей, с которыми сталкиваются наши клиенты, мы готовы изготовить и поставить арматуру устьевую термостойкую паровую АТПК-65х18-350 К1 в комплекте с термостойким насосом ШГН который позволяет, не поднимая глубинно-насосное оборудование и не меняя устьевую арматуру (с добычи под закачку пара), проводить работы по разогреву пласта и добычи разогретой нефти из скважины. Технические характеристики разработанной универсальной устьевой арматуры представлены в таблице 1. Основным преимуществом данной конструкции является возможность добычи жидкости из продуктивной зоны пласта и закачки (нагнетания) пара в пласт через НКТ и штанговый насос, не поднимая оборудование из скважины и не меняя устьевое оборудование. Изменение режима эксплуатации арматуры производят операторы цеха без извлечения из скважины НКТ, штанг и глубинного насоса без привлечения бригад ПРС и подъемника. Изменение режима работы с добычи нефти на нагнетание выполняются в следующей последовательности. Сначала отсоединяется отводящий трубопровод от арматуры, выворачивается и фиксируется на полированном штоке устьевой сальник, отсоединяется полированный шток от станка-качалки. Затем краном приподнимается полированный шток над арматурой до места соединения с первой штангой и ослабляется резьбовое соединение между штоком и штангой. Операторы опускают плунжер ШГН до полной посадки и разгрузки штанг, отворачивают и извлекают полированный шток. После чего демонтируют фонтанную елку для добычи нефти (выше трубодержателя) и монтируют елку для нагнетания пара. А для перехода с режима нагнетания пара на режим добычи ШГН операции производятся в обратной последовательности. На сегодняшний день данное оборудование изготовлено и прошло успешные испытания в лабораториях нашего предприятия. Это лишь один пример того, как в «ТМС групп» решают проблемы своих заказчиков. Сегодня для успешного ведения бизнеса в условиях жесткой конкуренции необходимо проводить работы по сокращению издержек производства за счет устранения потерь, иногда с помощью вот таких технологий. Компания «ТМС групп» имеет большой опыт в данном направлении и готова поделиться им с партнерами.