Пылесос для скважины

3 2

На Лыаельской площади Ярегского месторождения успешно завершены опытно-промысловые работы (ОПР) метода промывки забоя скважины с низким пластовым давлением с применением концентрических гибких насосных штанг (ГНКТ). По такой технологии обработали пять скважин.

 

Стремление к совершенству

Как известно, в НШУ «Яреганефть» уже несколько лет тяжелая нефть добывается с помощью термогравитационного метода SAGD. В 2013 году предприятие реализовало проект встречного термогравитационного дренирования пласта с длиной горизонтального участка до одного километра на Лыаельской площади. В отличие от традиционного метода SAGD на Яреге скважины бурят навстречу друг другу. Суть технологии заключается в следующем: скважины бурятся парами с разных кустовых площадок – паронагнетательная над добывающей. Закачиваемый в верхнюю скважину пар нагревает нефтесодержащий слой песчаника, снижая вязкость нефти, конденсируется и вместе с нефтью под действием гравитационных сил стекает к скважине, из которой производится добыча. На поверхность нефтесодержащую жидкость извлекают с помощью электроцентробежных насосов УЭЦН.

В процессе эксплуатации добывающих скважин проявилась наиболее частая причина отказа УЭЦН – клин насоса/засорение ГНО (глубинно-насосного оборудования).

В настоящее время на Лыаельской площади действующий механизированный фонд составляет 30 скважин. Вновь вводимые объекты характеризуются высоким выносом механических примесей до 1 000 мг на литр с размером частиц 180 микрон.

Ремонт скважин (чистка забоя) выполняется при помощи механической желонки (инструмент для очистки скважины) с полостью для сбора механических примесей из насосно-компрессорной трубы (НКТ). Технология промывки скважин после прогрева невозможна по причине разогретой призабойной зоны пласта и, как итог, 100 % поглощения промывочной жидкости.

По технологии скважины после бурения прогревают в течение 90 дней. В процессе их ремонта при подъеме оборудования выявлены случаи осыпания песка в стволе, с присыпанием НКТ, что осложняет процесс подъема.

Чтобы этого избежать, сегодня применяется комбинированная промывка ствола скважин. Но, как показала практика, она низкоэффективна, вынос песка механической желонкой после прогрева составляет в среднем 1,5–2 м3, а количество спуск-подъемов для очистки одной скважины достигает 10–15 рейсов.

В ходе проведения анализа сложившейся ситуации подсчитали, что за период с 2014 года (начало ввода скважин с наклонным устьем) зафиксировано десять отказов глубинно-насосного оборудования по причине засорения механическими примесями. Проведено 17 ремонтов скважин по чистке забоя механической желонкой. Расчетный вынос бурового шлама и механических примесей составил более 30 м3.

Необходима была более совершенная технология. Поэтому стали искать метод, который позволил бы сократить сроки ремонта и повысить качество очистки ствола скважины.

 

Секрет конструкции

Как рассказал начальник отдела добычи нефти НШУ Сергей Рябов, было решено применить метод эжекторной очистки скважин. В первом квартале 2017 года начались опытно-промышленные работы по методу промывки забоя скважины с низким пластовым давлением с применением концентрических гибких насосных штанг. Технология известна давно и успешно испытана канадскими нефтяниками.

Перед инженерами НШУ стояла задача адаптировать этот метод под условия Ярегского месторождения.

Работы выполнялись на колтюбинговой установке с концентрическим расположением труб. Колтюбинг – это гибкая стальная труба диаметром 60 мм. Уникальность заключается в том, что внутрь основной трубы спущена еще одна – меньшим диаметром, за счет чего и достигается замкнутая схема циркуляции промывочной жидкости. Компоновка комплектуется эжекторным насосом, который и является рабочим органом всей системы, диаметр компоновки не превышает 73 мм.

Установка размещается на автомобильном полуприцепе, что повышает ее мобильность. В комплект входит ДГНКТ (2 500 м), устьевое сборное основание, комплект ПВО (превентор + герметизатор), насосная установка (Р=70МПа), система очистки (вибросито, гидроциклоны, емкости 2х7,5м3), внутрискважинная компоновка (Ш73мм).

Обслуживает агрегат бригада из шести человек.

Секрет конструкции заключается в струйном насосе. По сути, это тот же УЭЦН, или, если сравнить с бытовой техникой, – пылесос.

Прибор спускается в скважину при помощи специального устройства – инжектора, расположенного на устье скважины. Данная компоновка за один рейс способна собрать до 1,7м3, тогда как механическая желонка собирает всего около 150–200 литров за один спуск-подъем. К тому же применение колтюбинговой установки позволило сократить срок ремонта скважин с 10 до 5 суток.

– На всех пяти скважинах, где велись данные работы, получены более чем положительные результаты. Кроме очистки ствола скважины очищается еще и заколонное пространство. Поэтому эффективность применения данного метода весьма высока, – отмечает Сергей Рябов. – Технологию промывки забоя с применением концентрических ГНКТ можно рекомендовать для дальнейшего использования на Лыаельской площади Ярегского месторождения, для ликвидации песчаных пробок на фонде паронагнетательных скважин всех трех нефтешахт, а также адаптировать систему для ремонта подземных скважин.

Технология SAGD на Ярегском месторождении применяется успешно. Сейчас действующий механизированный фонд скважин составляет 30 объектов, из которых, например, в августе добыто количество нефти, соизмеримое с добычей НШ № 3. В планах – довести добывающий фонд скважин до 92 к 2021 году. Так что технология очистки скважин ГНКТ, скорее всего, будет востребована.

Петр БОБРАКОВ

 

Оставьте комментарий

Пролистать наверх