«ТМС групп» – Универсальная устьевая арматура

Нефть и Газ Статья
выбрано
energybase

Арматура устьевая термостойкая паровая, АТПК-65х18-350 К1
Арматура устьевая термостойкая паровая АТПК-65×180−350 К1

Теперь нет необходимости закупать 2 комплекта устьевого оборудования и нести дополнительные затраты на привлечение сервисных бригад, что позволит повысить эффективность добычи битумной нефти.

Автор: 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;
  • Привлечение бригады подземного ремонта скважин для демонтажа устьевого оборудования (как правило АУ 140×50) 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 °C. 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, скважину 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, 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.

АТПК-65х180-350 К1
Арматура устьевая термостойкая паровая АТПК-65×180−350 К1

Для решения трудностей с которыми сталкиваются наши клиенты мы готовы изготовить и поставить арматуру устьевую термостойкую паровую АТПК-65×18−350 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.

№ п.п.

Наименование

Ед. изм.

Значение

При сборке для нагнетания пара

При сборке для добычи ШГН

1

Условный проход:

- стволового прохода

- бокового отвода елки

- технологических отводов

мм

80

80

50

65

65

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

5

Присоединительная резьба колонны НКТ

Батресс 114

6

Тип фланца для присоединения к колонной обвязке

280×21-П53 ГОСТ 632–80

7

Класс герметичности запорной арматуры по ГОСТ Р 54808−2011

А

8

Стойкость к воздействию скважиной среды по ГОСТ 13846–89

К1

9

Тип уплотнения фланцевых соединений стволовой части арматуры

металл — металл

10

Предельные значения температур окружающего воздуха

°С

от -60 до +40

11

Габаритные размеры,

Д х Ш х В *

мм

3100×725×2520

3100×725×1850

12

Уровень технических требований

УТТ 1

Арматура устьевая термостойкая паровая

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.