Уткин Максим Сергеевич Коммерческий директор ООО «ЭЛКАМ»

В настоящее время ООО «ЭЛКАМ» производит не только стандартное глубинно-насосное оборудование (и в первую очередь, системы ШГН), но также и различное оборудование для эксплуатации «сложных» скважин, характеризующихся выносом большого количества мехпримесей, высоким газовым фактором, интенсивным образованием АСПО и т.д.

ПОВЫШЕННОЕ СОДЕРЖАНИЕ МЕХПРИМЕСЕЙ

Для решения проблемы засорения оборудования механическими примесями был разработан специальный вставной насос RHAM-Z-1W4W с плунжером, оснащенным полимерными пластичными кольцами (рис. 1). Кольца плотно прилегают к цилиндру при движении плунжера вверх, а при ходе вниз — прижимаются к нему, тем самым снижая трение о цилиндр и, следовательно, его износ. Зазор между плунжером и цилиндром составляет десятые доли миллиметра), что исключает попадание в него мехпримесей и, следовательно, позволяет избежать клина оборудования. Опционально верхняя и нижняя части плунжера могут комплектоваться специальными грязесъемниками.

Внедрение насосов типа RHAM-Z-1W4W на месторождениях Азербайджана позволило существенно увеличить наработку УШГН — от 14 до 91-140 сут — и как результат повысить эффективность добычи нефти. Всего в эксплуатации на данный момент находятся шесть таких насосов.

Еще одно предлагаемое нами решение — это трубные (невставные) штанговые насосы (ННШ) со сбивным штырем и двумя установленными в плунжере нагнетательными клапанами (рис. 2). На сегодняшний день это один из самых распространенных серийно-выпускаемых насосов для осложненных условий эксплуатации. В верхней части плунжера расположена грязесъемная манжета, в нижней — грязесъемные кольца. Также ННШ комплектуется шламоуловителем с клетками с увеличенным проходным сечением.

ФИЛЬТРАЦИОННОЕ ОБОРУДОВАНИЕ

Помимо специализированного насосного оборудования, предназначенного для эксплуатации в осложненных условиях, в проблемной скважине можно также использовать различное фильтрационное оборудование. В частности, песчаный гравитационный фильтр ПГ-3, который устанавливается на приеме насоса и служит для снижения влияния песка и других механических примесей, попадающих в клапанные и плунжерные пары насоса, а также рабочие органы и поверхностное оборудование (рис. 3). При использовании фильтра наработка ШГН увеличивается в 1,5-2 раза, а при дебите жидкости 20 м3/сут коэффициент фильтрации составляет практически 98% (согласно исследованию, проведенному в РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина). Сегодня фильтр ПГ-3 применятся на месторождениях ведущих нефтяных компаний, включая ОАО «ЛУКОЙЛ», ОАО «НК «Роснефть», ОАО «РИТЭК», ОАО АНК «Башнефть» и др.

В качестве альтернативы ПГ-3 мы также предлагаем фильтр ФПР-1 с регулируемым зазором (рис. 4). Как и в предыдущем случае, оборудование устанавливается на приеме насоса. Конструктивно фильтр выполнен в виде пружины натяжения, что снижает вероятность прогиба пружины в корпусе фильтра и, следовательно, непостоянства межвиткового зазора. C помощью пружины и регулировочной гайки можно увеличивать или уменьшать зазор между витками на размер от 0,1 до 1 мм, причем регулировку можно проводить прямо на скважине.

ВЫСОКОЕ СОДЕРЖАНИЕ СВОБОДНОГО ГАЗА НА ПРИЕМЕ ШГН

Повышенное содержание газа — это еще одна распространенная проблема при эксплуатации штанговых насосов. Для ее решения совместно со специалистами РГУ им. И.М. Губкина был разработан специальный газосепаратор СГ-К-73, предназначенный для отделения газа от пластовой жидкости при использовании УШГН (рис. 5). Оборудование состоит из двух модулей: лабиринтного и центробежного. Подобная модульная конструкция позволяет использовать как обе секции, так и каждую по отдельности — в зависимости от содержания газов.

Согласно результатам лабораторных испытаний, которые проводились специалистами РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, СГ-К-73 обладает высоким коэффициентом сепарации на всем интервале исследования (рис. 6, 7). Максимальный коэффициент сепарации был достигнут при подаче 50-70 м³/сут. В то же время при повышении вязкости жидкости отмечалось снижение коэффициента сепарации.

Кроме этого, для борьбы с влиянием свободного газа можно использовать насос с газостравливающим наконечником. Его основная особенность заключается в принудительном открытии нагнетательного клапана при движении плунжера вниз. За счет этого обеспечивается повышенный коэффициент подачи насоса (рис. 8). Подобным наконечником могут комплектоваться не только вставные ШГН, но и трубные насосы разного габарита. Насосы с газостравливающим наконечником успешно применяются на промыслах группы «ЛУКОЙЛ», в частности, в ООО «ЛУКОЙЛ-Калининградморнефть», а также в ОАО «РИТЭК».

ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ДОБЫЧИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ

Отдельно остановимся на решениях для добычи высоковязкой нефти. Первое из них — это насос типа СПР с механическими уплотнениями на плунжере и всасывающем клапане (рис. 9). Оборудование позволяет добывать жидкость вязкостью более 2000 мПа с, может применяться для эксплуатации скважин с углом наклона до 67°, а при условии замены стандартного нагнетательного клапана на тарельчатый — до 90°. При подъеме насоса отсутствует необходимость в специальном сливном устройстве. Открытие и закрытие всасывающего клапана происходят за счет силы трения под действием штока. Таким образом, исключается зависание как при работе с вязкой нефтью, так и в наклонно-направленных скважинах. Максимальная производительность насоса составляет 47 м³/сут.

Второе решение для добычи высоковязких нефтей — это насос для бесперебойной добычи в условиях небольших дебитов (НСБМ) (рис. 10). В частности, НСБМ может применяться в малодебитных скважинах с дебитами от 0,5 до 3-5 м³/сут даже при наличии мехпримесей и АСПО. Глубина спуска может достигать двух километров.

Принцип работы насоса заключается в следующем: при движении плунжера вверх происходит заполнение рабочей области под плунжером, а при движении вниз тот же объем жидкости выдавливается в зазор между плунжером и корпусом насоса. Конструкция цилиндра не предполагает установку цилиндра, а уплотнение происходит за счет механических колец. Клапанная пара вынесена в отдельный узел.

ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ БОРЬБЫ С АСПО

При повышенном содержании АСПО в скважине мы рекомендуем использовать специальный комплекс промывки и прогрева скважин (ОППС), который успешно внедряется как в России, так и за рубежом, например, в Казахстане (рис. 11).

Комплекс представляет собой колонну полых штанг, которая соединяется с колонной цельных штанг при помощи перепускной муфты, на устье устанавливается полый устьевой шток, быстроразъемное соединение и обратный клапан.

Минимальный объем промывочной жидкости, необходимый для работы комплекса, составляет не более 3-5 м³. Для промывки используется рукав высокого давления (РВД). При этом никакого воздействия на продуктивный пласт не оказывается, жидкость поступает прямо в точку отложения парафина. Кроме того, при промывке колонны НКТ нет необходимости глушить скважину. Также не происходит засорения рабочих органов ШГН.

ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГЛУБОКИХ СКВАЖИН ПРИ НИЗКОМ ДИНАМИЧЕСКОМ УРОВНЕ

Для добычи нефти из глубоких скважин при низком динамическом уровне нашей компанией предлагается высоконапорный скважинный насос СПД (рис. 12). От стандартного ШГН он отличается, прежде всего, наличием уплотнения на плунжере, которое делает возможным применение стандартного пятифутового плунжера для предотвращения утечек по зазору. Данный насос также комплектуется клапанной парой и грязесъемными манжетами для защиты зазора «цилиндр — плунжер» и замковой защитой.

Данное оборудование мы внедряли в ОАО «Сургутнефтегаз», ООО «РН-Няганьнефтегаз», в том числе в сочетании с гидравлическими приводами «Гейзер» производства ООО НПП «ПСМ-Импэкс».

ВЫСОКОДЕБИТНЫЕ НАСОСЫ

Основной нашей разработкой в сегменте высокодебитных насосов — отдельном направлении деятельности ООО «ЭЛКАМ» — стал насос непрерывной двойной подачи, предназначенный для добычи пластового флюида при движении колонны штанг вверх и вниз (рис. 13). Здесь примечательно, прежде всего то, что холостой ход у данного насоса отсутствует. То есть забор жидкости производится постоянно при движении штанг как вверх, так и вниз.

Как это работает? При движении штанг вверх нижний всасывающий клапан открывается, и происходит заполнение подплунжерного пространства насоса. При этом боковой всасывающий клапан закрыт. При ходе штанг вниз открывается нижний нагнетательный клапан, и жидкость из подплунжерного пространства перетекает внутрь плунжера. При этом открывается боковой всасывающий клапан и заполняется надплунжерное пространство.

По итогам многочисленных внедрений было установлено, что производительность насоса при ходе 3,5 м и числе качаний 7,5 мин-1 может достигать 110 м³/сут, напор — до 1500 м, что почти на 30% больше по сравнению с типовыми насосами (рис. 14). Применение данного насоса позволяет сократить удельные энергозатраты более чем на 30% за счет использования энергии опускающихся штанг для подъема нефти. Благодаря высоким КПД и энергоэффективностискважинный ШГН двойной подачи вполне может рассматриваться в качестве альтернативы ЭЦН 20-60.

Говоря об энергоэффективности, нельзя не упомянуть ШГН с диаметром цилиндра 95 мм (рис. 15). Данные насосы в большом количестве поставляются в Казахстан и Сербию. К основным их преимуществам следует отнести высокую энергоэффективность добычи по сравнению с УЭЦН при аналогичных дебитах, а также небольшие в сравнении с УЭЦН эксплуатационные затраты.

При ходе плунжера 1500 мм и числе качаний 5 мин -1 подача может доходить до 125 м3/сут, а при 3500 мм — 285 м3/сут. Номинальный напор насоса составляет 900 метров.

ИНЖЕНЕРНОЕ СОПРОВОЖДЕНИЕ

В заключение отметим, что помимо производства оборудования ООО «ЭЛКАМ» также обеспечивает комплексное инженерное сопровождение добычи, начиная с расчета оптимальной компоновки и монтажа ГНО и заканчивая мониторингом работы оборудования. Сопровождением оборудования занимается специально созданный в рамках компании сервисно-технологический отдел.