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;
-
привлечение бригады подземного ремонта скважин для демонтажа устьевого оборудования (как правило, АУ 140х50) и поднятия глубинно–насосного оборудования. Работы бригады ПРС от 48 до 72 часов;
-
монтаж устьевого оборудования для осуществления закачки пара в пласт;
-
монтаж и проведение пусконаладочных работ парогенераторной установки для подачи разогретого пара в пласт.
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 1го 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;
-
демонтаж устьевого оборудования, предназначенного для закачки пара;
-
привлечение бригады ПРС для спуска ГНО в скважину и монтажа устьевого оборудования;
-
привлечение сервисной бригады по ремонту и обслуживанию НП ШГН для монтажа станка-качалки;
-
запуск добычи разогретой битумной нефти.
Данная технология добычи нефти влечет за собой длительные простои скважины в ожидании технологических операций (соответственно, не добытая 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 существуют.
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») компанией ООО «ТМС–Буровой Сервис» было принято решение по освоению в производстве оборудования, которое позволит упростить добычу «тяжелой» нефти и максимально повысит эффективность бизнеса заказчика.
Для решения задач по освоению нового продукта, отделом маркетинга и конструкторско-технологическим отделом ООО «ТМС–Буровой Сервис» была проведена работа по анализу существующих технологий добычи «тяжелой» нефти, а также были проведены 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, заключающаяся в том, что эксплуатируемое оборудование и технология добычи трудноизвлекаемой нефти влекут за собой большие трудовые и финансовые затраты. Это ведет к длительным простоям скважины (от 5 до 10 суток) и, соответственно, 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.
Таблица 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.
