Производственно-технический нефтегазовый журнал
+7 (903) 580-85-63 +7 (495) 371-01-74 info@glavteh.ru

Оборудование производства ООО «ЭЛКАМ» для добычи нефти в осложненных условиях

Помимо производства установок штанговых глубинных насосов (УШГН), ООО «ЭЛКАМ» также разрабатывает и внедряет оборудование, предназначенное для эксплуатации скважин малодебитного и осложненного фондов. Предлагаемые решения позволяют повысить эффективность эксплуатации скважин, осложненных выносом мехпримесей, образованием АСПО и высоким газовым фактором, а также скважин сложной конструкции и добывающих скважин с высоковязкой эмульсией. В настоящей статье рассматриваются новые модели насосов для колонн малого диаметра и осложненных условий, газовых и песчаных сепараторов, комплексы для промывки скважин и удаления парафиновых отложений, а также оборудование для прогрева/пропарки пласта и подачи реагентов в призабойную зону пласта (ПЗП).

06.01.2018 Инженерная практика №11/2017
Кропачев Артем Владимирович Старший менеджер департамента продаж по работе с нефтедобывающими компаниями России ООО «ЭЛКАМ»
Галкин Анатолий Иванович Управляющий ООО «ЭЛКАМ»
Уткин Максим Сергеевич Заместитель коммерческого директора ООО «ЭЛКАМ»

Рис. 1. Насос параллельно-последовательного действия «Тандем» серии 73-НН-57/32-57
Рис. 1. Насос параллельно-последовательного действия «Тандем» серии 73-НН-57/32-57
Рис. 2. Производительность насоса параллельно- последовательного действия «Тандем» серии 73-НН-57/32-5
Рис. 2. Производительность насоса параллельно- последовательного действия «Тандем» серии 73-НН-57/32-5

Одна из последних разработок ООО «ЭЛКАМ» в области производства оборудования для осложненных условий эксплуатации – насос параллельно-последовательного действия серии «Тандем», предназначенный для скважин с эксплуатационной колонной (ЭК) малого диаметра (рис. 1). К преимуществам конструкции данного насоса можно отнести более высокую производительность по сравнению со стандартными трубными насосами аналогичных диаметров (до 93 м3/сут при длине хода и частоте качаний 3 м и 5 мин-1 соответственно), возможность эксплуатации оборудования в обсадных колоннах диаметром от 114 мм, а также грузоподъемность на штоке до 8 т при глубине установки 1000 м (рис. 2, табл. 1).

Таблица 1. Сравнительные характеристики насосов параллельно-последовательного действия «Тандем» серий 73-НН-57/32-57 и 73-ННШ-57
Таблица 1. Сравнительные характеристики насосов параллельно-последовательного действия «Тандем» серий 73-НН-57/32-57 и 73-ННШ-57

Насосная установка «Тандем» состоит из двух частей. В нижней расположен доработанный типовой насос с плунжером с клапанными парами, в верхней – насос, который успешно используется в наших комплексах для одновременно-раздельной добычи (ОРД) на протяжении последних лет. Жидкость, откачиваемая нижним насосом, поступает через полый шток и колонну насосных штанг в верхний насос и, пройдя через кольцевое пространство, подается в колонну НКТ.

Рис. 3. Насос параллельно-последовательного действия «Тандем» серии 73-НН-70/32-70 (89-НН-70/32-70)
Рис. 3. Насос параллельно-последовательного действия «Тандем» серии 73-НН-70/32-70 (89-НН-70/32-70)
Рис. 4. Производительность насоса параллельно- последовательного действия «Тандем» серии 73-НН-70/32-70 (89-НН-70/32-70)
Рис. 4. Производительность насоса параллельно- последовательного действия «Тандем» серии 73-НН-70/32-70 (89-НН-70/32-70)

Насос «Тандем» представлен в различных типоразмерах и модификациях. Линейка типоразмеров включает модель 73-НН-70/32-70 (89-НН-70/32-70) с увеличенной производительностью (до 150 м3/сут) и с меньшими, чем у насоса ННШ-70, габаритами (95 мм) (рис. 3, 4, табл. 2). Применение данной модели позволяет увеличить отбор жидкостей из скважин с диаметром ЭК 114 мм. Монтаж оборудования на колонне НКТ-73 осуществляется при помощи автосцепа.

Таблица 2. Сравнительные характеристики насосов параллельно-последовательного действия «Тандем» серий 73-НН-70/32-70 (89-НН-70/32-70) и 89-ННШ-70
Таблица 2. Сравнительные характеристики насосов параллельно-последовательного действия «Тандем» серий 73-НН-70/32-70 (89-НН-70/32-70) и 89-ННШ-70

ОПИ насоса 73-НН-70/32-70 (89-НН-70/32-70) проводились на объектах АО НК «КазМунайГаз» в Республике Казахстан. Глубина скважины в месте установки оборудования составляла 1000 м, нагрузка на головку станка-качалки – до восьми тонн. Еще два комплекта оборудования были поставлены для проведения пробной эксплуатации на месторождении компании NIS (Сербия).

Рис. 5. Насос для эксплуатации малодебитных скважин СПМ-24
Рис. 5. Насос для эксплуатации малодебитных скважин СПМ-24

НАСОС СПЕЦИАЛЬНЫЙ СПМ-24

Следующая наша разработка – это насос специальный СПМ-24, предназначенный для добычи нефти из малодебитных скважин в непрерывном (постоянном) режиме (рис. 5). Отличительная особенность данного насоса заключается в отсутствии цилиндра и плунжера и использовании в качестве рабочих поверхностей механических уплотнений модульного типа и штока диаметром 24 мм.

СПМ-24 может применяться в скважинах, осложненных АСПО, а за счет увеличенной коробки клапанных пар он также может использоваться для добычи высоковязких эмульсий. Рабочие органы насоса расположены внутри специального защитного кожуха, что предотвращает повреждения во время проведения спускоподъемных операций (СПО). Подача осуществляется при ходе штока вниз. При ходе штока вверх нагрузка на головку балансира создается только за счет веса колонны штанг.

Таблица 3. Технические характеристики насоса СПМ-24
Таблица 3. Технические характеристики насоса СПМ-24

Технические характеристики СПМ-24 приведены в табл. 3 и 4. В 2015 году оборудование успешно прошло испытания в ООО «Шешмаойл» и было рекомендовано к промышленному внедрению. Средняя текущая наработка СПМ-24 в скважинах компании превышает300 сут при дебитах нефти от 0,6 до 2 м3/сут и соответствующих параметрах работы станка-качалки (табл. 5).

Таблица 4. Теоретическая (максимальная) подача насоса СПМ-24 при числе качаний в мин, м3/сутки
Таблица 4. Теоретическая (максимальная) подача насоса СПМ-24 при числе качаний в мин, м3/сутки
Таблица 5. Параметры работы СПМ-24 в ООО «Шешмаойл»
Таблица 5. Параметры работы СПМ-24 в ООО «Шешмаойл»

Стоит отметить, что все подконтрольные скважины ранее эксплуатировались в периодическом режиме, а после внедрения оборудования были переведены в постоянный режим эксплуатации.

Рис. 6. Динамограммы работы насоса СПМ-24 в скважинах ООО «Шешмаойл»
Рис. 6. Динамограммы работы насоса СПМ-24 в скважинах ООО «Шешмаойл»
Таблица 6. Параметры работы насоса СПМ-24 в Удмуртском регионе
Таблица 6. Параметры работы насоса СПМ-24 в Удмуртском регионе

Еще три комплекта оборудования в настоящее время проходят испытания в Удмуртском регионе (табл. 6). В данном случае все три скважины ранее работали в постоянном режиме, но с периодическим срывом подачи. Теоретические и фактические динамограммы работы насосов СПМ-24 в скважинах нефтяной компании представлены на рис. 7.

Рис. 7. Динамограммы работы насоса СПМ-24 в Удмуртском регионе
Рис. 7. Динамограммы работы насоса СПМ-24 в Удмуртском регионе
Рис. 8. Насос специальный RHAM-Z
Рис. 8. Насос специальный RHAM-Z

НАСОС СПЕЦИАЛЬНЫЙ RHAM-Z

Насос специальный (вставной) серии RHAM-Z рассчитан на эксплуатацию в условиях высокого содержания механических примесей (до 15000 мг/л) (рис. 8). На плунжере насоса установлены специальные полимерные кольца, благодаря которым значительно снижается износ цилиндра и предотвращается заклинивание насоса: при ходе плунжера вверх полимерные кольца плотно прилегают к цилиндру, а при ходе вниз прижимаются к плунжеру, уменьшая трение о цилиндр. Также насос оснащен грязесъемными манжетами, расположенными в верхней и нижней частях плунжера. Насос RHAM-Z представлен в различных типоразмерах (от 28 до 57 мм) с напором до 1500 м и длиной хода – до 3,6 метров.

Испытания насоса проводились на одном из месторождений компании Binagadi Oil Company (Республика Азербайджан). Также в прошлом году был подписан акт о прохождении испытаний насосов RHAM-Z в Краснодарском регионе, где с их помощью нам удалось повысить среднюю наработку до 300 и более суток (табл. 7). За все время ОПИ зафиксирован один клин насоса при эксплуатации в скважине с кратковременными залповыми выбросами песка объемами более 26 тыс. мг/л. Тем не менее, насосы успешно прошли испытания и были рекомендованы к промышленному внедрению.

Таблица 7. Результаты подконтрольной эксплуатации насосов RHAM-Z
Таблица 7. Результаты подконтрольной эксплуатации насосов RHAM-Z

ЯКОРЬ ПЕСОЧНЫЙ ПРОМЫВАЕМЫЙ (ЯПП)

Следующий вид оборудования – якорь песочный промываемый (ЯПП), предназначенный для использования в нефтедобывающих скважинах, осложненных высоким содержанием механических примесей (рис. 9).

Рис. 9. Схема установки якоря песочного промываемого
Рис. 9. Схема установки якоря песочного промываемого

Устройство обеспечивает защиту глубинно-насосного оборудования (ГНО) от негативного воздействия мехпримесей (включая износ рабочих органов, заклинивание) и быструю очистку контейнера и зумпфа от накопленных примесей, в том числе без воздействия на пласт. Эффект достигается за счет работы системы клапанов и каналов, которые позволяют надежно удерживать столб жидкости в лифте во время работы и проводить вымывание накопленных примесей в сторону устья методом прямой промывки.

Рис. 10. Принцип действия якоря песочного промываемого
Рис. 10. Принцип действия якоря песочного промываемого

Принцип действия ЯПП выглядит следующим образом (рис. 10): в процессе добычи скважинная жидкость с механическими примесями проходит из затрубного пространства (6) по каналу (5) и поступает в гравитационный песочный якорь (3), в котором она меняет направление и уходит на прием насоса (4). Механические примеси под действием силы тяжести оседают вниз – в камеру (1).

Таблица 8. Технические характеристики якоря песочного промываемого
Таблица 8. Технические характеристики якоря песочного промываемого

Когда камера (1) заполняется осевшими частицами и механическими примесями, осуществляется промывка якоря путем подачи промывочной жидкости в колонну НКТ. Жидкость подается под давлением по каналу (7) через открытый клапан (8) и промывочный патрубок (2) и попадает в камеру (1). При этом происходит перемешивание жидкости и отложившихся в камере (1) механических примесей. Далее поток промывочной жидкости выносит механические примеси через канал (5) в затрубное пространство (6) и затем – на устье скважины. При этом манжета (9) препятствует оседанию механических примесей на забой скважины. Технические характеристики ЯПП представлены в табл. 8. Особо отметим, что якорь работает со всеми типами вставных насосов, которые применяются в российских нефтяных компаниях.

Рис. 11. Газовый сепаратор СГ-К-73
Рис. 11. Газовый сепаратор СГ-К-73

ГАЗОВЫЙ СЕПАРАТОР СГ-К-73

Для отделения газа от пластовой жидкости при эксплуатации УШГН может применяться двухсекционный газовый сепаратор СГ-К-73 (рис. 11). Верхняя секция служит для простой сепарации газа, нижняя – для центробежной. Секции могут использоваться как по отдельности, так и совместно – при необходимости пропуска через сепаратор повышенного количества газа.

При весе 78 кг длина газосепаратора составляет 2750 мм, диаметр – 108 мм. Пропускная способность по пластовой жидкости – до 100 до м3/сут с газосодержанием до 95%.

Принцип технологии заключается в следующем: пластовая жидкость поступает в боковые отверстия газосепаратора и, закручиваясь, спускается вдоль патрубка. Песок собирается в подвешенные трубы НКТ, а жидкость с газом по внутренней трубе при всасывании поступают вверх, при этом газ через отверстия во внутренней и наружной трубах поступает в межтрубное пространство. Затем жидкость с остатками газа проходит через лабиринт, а оставшийся газ через отверстия в верхней части сбрасывается  в межтрубное пространство. Верхняя часть газосепаратора через резьбу соединяется со всасывающим клапаном.

Стендовые испытания газового сепаратора СГК-73 проводились в РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина. В качестве модельной жидкости использовалась пластовая жидкость (смесь нефти, попутной воды и нефтяного газа) с вязкостью 10-150 сСт и газовым фактором 50-500 м33. Значения коэффициента сепарации (Ксеп) в зависимости от подачи модельной жидкости при объемном содержании газа 20, 50 и 95% представлены на рис. 12. Как видно, в ходе испытаний удалось получить высокий коэффициент сепарации: максимальный Ксеп был достигнут в диапазоне подачи жидкости от 50 до 70 м3/сут. Установлено также, что при увеличении вязкости смеси до 150 сСт Ксеп снижается на 5-20% в зависимости от расхода жидкости.

Рис. 12. Коэффициент сепарации СГ-К-73 в зависимости от подачи модельной жидкости с вязкостью 10-150 сСт при объемном содержании газа 20, 50 и 95%
Рис. 12. Коэффициент сепарации СГ-К-73 в зависимости от подачи модельной жидкости с вязкостью 10-150 сСт при объемном содержании газа 20, 50 и 95%

Опытно-промысловые испытания газосепаратора СГ-К-73 в комплексе со специальным насосом серии СПР проводились в двух скважинах. Характеристики подконтрольной эксплуатации приведены в табл. 9.

Таблица 9. Характеристики подконтрольной эксплуатации газового сепаратора СГ-К-73 в комплексе с насосом специальным СПР
Таблица 9. Характеристики подконтрольной эксплуатации газового сепаратора СГ-К-73 в комплексе с насосом специальным СПР
Рис. 13. Насос специальный СПР для добычи высоковязких эмульсий
Рис. 13. Насос специальный СПР для добычи высоковязких эмульсий

НАСОС СПЕЦИАЛЬНЫЙ СПР

Насос специальный серии СПР предназначен, в первую очередь, для добычи высоковязких эмульсий с динамической вязкостью до 2500 сПз (мПа·с). Также он может применяться для добычи нефти с высоким содержанием механических примесей (до 2,5 г/л) и при эксплуатации скважин с высоким содержанием газа на приеме насоса. Конструкция насоса позволяет использовать его в наклонных скважинах с углом наклона до 90°. К другим конструктивным преимуществам СПР можно отнести отсутствие сливного устройства и минимальные утечки через механическое уплотнение плунжера (рис. 13).

Насос оснащен гидроусилителем, который создает дополнительное усилие вниз, необходимое для преодоления всех сил сопротивления при движении колонны штанг вниз (сил механического трения штанг о трубы и плунжера в цилиндре, гидродинамического сопротивления прохождению жидкости через нагнетательный клапан и др.).

Благодаря возможности принудительного закрытия/открытия всасывающего клапана исключается эффект подвисания шарика, который приводит к снижению подачи насоса, и обеспечивается необходимая герметичность. В зависимости от условий эксплуатации и угла установки насоса, помимо всасывающего клапана принудительного закрытия, насосы СПР оснащаются тарельчатым нагнетательным клапаном с аналогичной возможностью принудительного закрытия/открытия. Технические характеристики насоса СПР различных типоразмеров показаны в табл. 10.

Таблица 10. Технические характеристики насоса специального СПР
Таблица 10. Технические характеристики насоса специального СПР
Таблица 11. Технические характеристики УДП-3 для ШГН
Таблица 11. Технические характеристики УДП-3 для ШГН

КОМПЛЕКС ДЛЯ ПРОМЫВКИ И ПРОГРЕВА СКВАЖИН УДП-3

Также наша компания производит и поставляет комплексы для промывки и прогрева скважин (УДП3), которые могут использоваться в сочетании как с ШГН, так и с ЭЦН. Первый из них – это комплекс, предназначенный для промывки скважин и удаления парафиновых отложений для скважин, оборудованных ШГН. В состав комплекса входят полая штанга, спущенная до глубины образования АСПО, стандартная насосная штанга и типовой штанговый насос (рис. 14, табл. 11).

Рис. 14. Комплекс для промывки и прогрева скважин УДП-3 для ШГН: устьевая арматура
Рис. 14. Комплекс для промывки и прогрева скважин УДП-3 для ШГН: устьевая арматура

Принцип работы комплекса заключается в следующем: промывочная жидкость (либо горячая нефть/вода или пар) подается в полый шток и через промывочную муфту попадает в межтрубное пространство между полой штангой и НКТ. Благодаря использованию полых насосных штанг промывка и удаление АСПО осуществляются по каналу НКТ с использованием минимального объема промывочной жидкости (3-5 м3), без воздействия на продуктивный пласт и необходимости глушения скважины. При промывке колонны НКТ не происходит засорения рабочих органов скважинных штанговых насосов.

Отметим, что соединительная резьба полых штанг выполнена накаткой для обеспечения высокой усталостной прочности, как на стандартной штанге по ГОСТ Р 51161-2002. С точки зрения прочности и массы полые штанги аналогичны стандартным штангам, выполненным по ГОСТ Р 51161-2002 (табл. 12).

Таблица 12. Технические характеристики полых насосных штанг
Таблица 12. Технические характеристики полых насосных штанг

Аналогичный комплекс был разработан и для ЭЦН (рис. 15). Обработка может производиться при работающем насосе при температуре до 280°С. Максимальная глубина спуска штанги составляет 2500 м, минимальный диаметр НКТ – 73 мм. При глубине спуска 1500 м расход жидкости составляет 100 м3/сут. Также реализована возможность прямой промывки ЭЦН. В этом случае в колонне НКТ дополнительно устанавливается промывочный клапан.

Рис. 15. Комплекс для промывки и прогрева скважин УДП-3 для ЭЦН
Рис. 15. Комплекс для промывки и прогрева скважин УДП-3 для ЭЦН
Рис. 16. Комплекс оборудования для прогрева и закачки реагентов в пласт УДП-4
Рис. 16. Комплекс оборудования для прогрева и закачки реагентов в пласт УДП-4

КОМПЛЕКТ ОБОРУДОВАНИЯ ДЛЯ ПРОГРЕВА И ЗАКАЧКИ РЕАГЕНТОВ В ПЛАСТ УДП-4

И последняя разработка, на которой хотелось бы остановиться отдельно, – это комплекс УДП-4, предназначенный для прогрева/пропарки пласта нефтяных скважин паром, подачи реагентов в призабойную зону пласта (ПЗП) и последующей добычи нефти специальным насосом (рис. 16).

Оборудование может применяться при разработке месторождений высоковязкой нефти, добыча которой зачастую невозможна без температурной обработки пластовой, надпластовой и призабойной зон. В комплексе используется специальный штанговый дифференциальный насос с полым штоком, предназначенный для подачи рабочего агента (пара) в зону ниже установки насоса.

Рис. 17. Насос НН2СП
Рис. 17. Насос НН2СП
Таблица 13. Номенклатура и производительность насосов НН2СП при пяти двойных ход./мин и длине хода 3 метра
Таблица 13. Номенклатура и производительность насосов НН2СП при пяти двойных ход./мин и длине хода 3 метра

Принцип работы УДП-4 выглядит следующим образом: тепловой агент с температурой до 300°С (или химический реагент) подается в колонну полых штанг и далее через шток насоса НН2СП (рис. 17, табл. 13) и специальный клапан поступает в ПЗП. В качестве лифтовой колонны используются трубы НКТ, а в качестве канала подвода пара/реагента – полые штанги и полый шток специального насоса.

Таблица 14. Технические характеристики УДП-4 для НН2СП
Таблица 14. Технические характеристики УДП-4 для НН2СП

К основным преимуществам использования УДП-4 можно отнести высокую эффективность и скорость обработки (снижение времени на проведение операции по сравнению с обратной промывкой через затрубное пространство); пониженный расход рабочего агента благодаря применению полых насосных штанг; исключение операций спуска и подъема ГНО при каждой обработке; низкие тепловые потери и, как следствие, высокая температура обработки (табл. 14).

Также за счет возможности принудительного открытия/закрытия всасывающего и нагнетательного клапанов дифференциального насоса исключается вероятность их «зависания» при добыче высоковязкой нефти.

Рис. 18. Зависимость глубины полной конденсации пара от устьевого расхода пароводяной смеси при начальном паросодержании 70%
Рис. 18. Зависимость глубины полной конденсации пара от устьевого расхода пароводяной смеси при начальном паросодержании 70%

На рис. 18 показана зависимость глубины полной конденсации пара от устьевого расхода пароводяной смеси (при начальном паросодержании 70%) при использовании УДП-4 в стандартной нагнетательной или добывающей скважине (синяя линия) и в скважине, оборудованной разработанной системой подачи.

Комментарии

Эту публикацию еще никто не прокомментировал. Станьте первым, поделитесь своим мнением.

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
Новые технологии эксплуатации малодебитного и периодического фонда
Повышение эффективности химических методов удаления АСПО на скважинном оборудовании ОАО «Удмуртнефть»
Реклама
Свежий выпуск
Инженерная практика №03/2018

Инженерная практика

Выпуск №03/2018

Сбор, подготовка и транспорт нефти.Рациональное использование ПНГ
Испытания установки предварительной подготовки дисперсных системРеализация программы утилизации ПНГ в ПАО «ЛУКОЙЛ»Оценка дебита скважин с использованием PVT-зависимостейУтилизация ПНГ: ароматизация тяжелых фракций, жидкофазное окислениеИнгибирование солеотложений карбонатного типаМеталлографитные покрытияАнализ операционных процессов при строительстве скважинСопровождение разработки и мониторинга объектов
Ближайшее совещание
Механизированная добыча, Разработка месторождений
Мониторинг – 2018
Производственно-технический семинар-совещание

Мониторинг ‘2018. Системы мониторинга и управления для эксплуатации мехфонда и контроля разработки месторождений

18 июня 2018 г., г. Москва
Интеллектуализация процессов добычи нефти (автоматизация, телемеханизация, интеллектуальные станции управления) с целью сокращения затрат, повышения наработки оборудования и дебита жидкости, увеличения энергоэффективности и контроля разработки месторождений, внедрение нового программного обеспечения, геофизического оборудования, интеллектуализация систем одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) и др.
Ближайший тренинг
Механизированная добыча
Эффективность механизированного фонда – июнь 2018
Тренинг-курс

Повышение эффективности эксплуатации механизированного фонда скважин

18 – 22 июня 2018 г., г. Москва
Цель курса состоит в создании у слушателей комплексного и разностороннего представления о современной теории и практике работы с механизированным фондом скважин при решении ряда основных производственно-технических задач. Занятия проводятся с использованием новейших презентационных материалов и программных комплексов экспертами-практиками с большим производственным и научным опытом.