«Белая скважина» – уникальный для отечественного нефтяного рынка проект, реализуемый группой компаний «Римера»

30.04.2013

«Белая скважина» – уникальный для отечественного нефтяного рынка проект, реализуемый группой компаний «Римера»

«Белая скважина» – уникальный для отечественного нефтяного рынка проект, реализуемый группой компаний «Римера».

О проекте «Белая скважина» нам рассказал менеджер управления развития бизнеса группы компаний «Римера» Алексей Владимирович Горбачев.

Суть «Белой скважины» заключается в оказании единственного в своем роде комплексного набора инжиниринговых услуг и поставке высокоресурсного подземного оборудования для осложненного фонда скважин. Уникальный набор предприятий, входящих в группу компаний «Римера», позволяет наиболее эффективно использовать внутренний синергитический эффект от сотрудничества внутри группы. Тем самым клиент получает максимальную выгоду при работе на осложненном фонде, которая напрямую влияет на объем издержек нефтедобычи. В современных условиях данный аспект один из самых важных.

Чтобы клиент получал максимальный экономический эффект, создается трубная продукция с повышенной эксплуатационной надежностью и разрабатывается широкий спектр высокоресурсного погружного оборудования и подвески НКТ, способных работать в различных средах и условиях. Первый этап проекта – это опытно-промышленные испытания (ОПИ) подобранного скважинного подземного оборудования, нацеленные на определение критериев и условий предоставления гарантий для каждого вида осложнений на поставляемое оборудование. Конечная цель проекта – комплексные поставки нефтяным компаниям (в том числе на условиях проката) подземного оборудования повышенной эксплуатационной надежности для скважин с осложненными условиями эксплуатации, а также комплексное сервисное обслуживание поставляемого оборудования.

Составные части «Белой скважины»

Рассматривая компоновку подземного оборудования проекта «Белая скважина» сверху вниз, следует начать с НКТ.

Для скважин, осложненных коррозией, специалисты входящего в ЧТПЗ Первоуральского новотрубного завода (ПНТЗ) разработали НКТ с содержанием хрома от 1 до 5 %. Из этих же марок сталей изготавливаются патрубки и коррозионностойкие корпуса ГНО, что позволяет не применять корпуса с антикоррозионным покрытием. Последнее оказывается эффективным не во всех скважинах из-за механических повреждений антикоррозионного покрытия при спускоподъемных операциях (СПО) на скважине.

В настоящее время ЧТПЗ совместно с компанией TuboscopeVetco также прорабатывает вопрос о производстве НКТ с износостойким покрытием для предупреждения его истирания насосными штангами. Есть предварительные договоренности с нефтяными компаниями об испытаниях данного оборудования.

Оборудование для насосной эксплуатации скважин в рамках «Белой скважины» выпускают входящие в группу компаний «Римера» заводы «Алнас» и «Ижнефтемаш».

Для задач малодебитной добычи нефти «Алнас» производит ЭЦН с рабочими органами из полимерных композитов, предотвращающих отложение солей.

К этой же группе оборудования относятся разработанные на «Алнасе» и уже прошедшие испытания тихоходные синхронные ПЭД для привода винтовых насосов. Винтовая установка комплектуется насосами производства «Ливгидромаша».

В свою очередь, завод «Ижнефтемаш» готов поставлять коррозионно-износостойкие ШГН с цилиндром из углеродистой стали и с хромоалмазным покрытием внутренней поверхности.

Хромированные НКТ

Основные виды коррозионных повреждений НКТ – это локальная коррозия внутренней или наружной поверхности НКТ, а также снижение механической прочности по причине сероводородного охрупчивания. При этом основополагающим фактором, определяющим механизм внутренней коррозии скважинного оборудования, служит содержание углекислого газа и сероводорода (как первичного, так и вторичного – бактериального). Ноябрьская центральная трубная база, входящая в группу компаний «Римера», оказывает услуги по изготовлению НКТ из трубной заготовки. Готовые же НКТ производит Первоуральский новотрубный завод, входящий в ЧТПЗ.

С целью корректного применения коррозионно-хладостойких марок стали для НКТ на ОАО «ПНТЗ» разработана авторская Система выбора труб в зависимости от состава добываемых или закачиваемых жидкостей и условий эксплуатации оборудования.

Специально для условий добычи нефти с различным содержанием углекислого газа и сероводорода, осложненных высокими температурами и давлением добываемой жидкости, в соответствии с Системой выбора труб специалисты ПНТЗ разработали несколько новых видов НКТ из хромсодержащих марок стали.

К таковым относятся, например, серия 18ХМФБ (Cr 1 %), серия 18Х3МФБ (Cr 3 %) и серия 15Х5МФБ (Cr 5 %).

Проведенные исследования металла НКТ подтвердили высокие характеристики его коррозионной стойкости как по показателям СКРН, так и по показателям скорости общей коррозии в модельных средах независимо от группы прочности металла НКТ – от К до Л (по ГОСТ 633-80) или от К55 до С90 (по API 5CT).

В настоящий момент проводятся подконтрольные промысловые испытания новых НКТ в различных нефтяных компаниях: ОАО «НК «Роснефть»» (Нефтеюганск, Ставрополь, Стрежевой), ОАО «ТНК-ВР» (Радужный), ОАО «ЛУКОЙЛ» (Усинск, Когалым).

Достигнут эффект увеличения наработки НКТ с 2 до 6 раз с экономическим эффектом свыше 600,0 тыс. руб. на скважину.

Испытания хромированных сталей

С целью получения объективных данных о преимуществах разработанных марок сталей совместно с нефтяниками проведена серия ОПИ НКТ. Среднее увеличение наработки НКТ по сравнению с трубами из обычных сталей составило 2–6 раз.

Показателен пример эксплуатации НКТ в скважине № 196У к. 43 на Кустовом месторождении ТПП «Когалымнефтегаз». Максимальная НнО новой подвески обычной НКТ в данной скважине составляла 251 сутки, средняя – 75 суток. НКТ с 1 % хрома марки 18ХМФБ в данной скважине показала результат 531 сутки.

Следующий материал – сталь с 5%-ным содержанием хрома. Марка 15Х5МФБ подбирается для скважин, в которых она действительно необходима, и показывает более высокую кратность повышения наработки – от 4 до 6 раз. Испытания НКТ из этой марки стали проводились в том числе в ОАО «Томскнефть» ВНК. Ко второму спуско-подъему после 240 суток эксплуатации НКТ из обычной гостовской стали в рассматриваемой скважине была в значительной степени поражена коррозией, тогда как труба из стали 15Х5МФБ из той же комбинированной подвески осталась практически невредимой. На соседнем месторождении при полной коррозии брони погружного кабеля и выраженной коррозии корпуса газосепаратора после 250 суток эксплуатации НКТ из стали 15Х5МФБ оставалась в отличном состоянии.

На все рабочие резьбовые соединения муфт коррозионно-стойких НКТ наносится термодиффузионное цинковое покрытие, что увеличивает прочность резьбы и позволяет давать на такие трубы гарантию в 20 СПО.

Интересны также результаты сравнительных испытаний НКТ из сталей с нулевым, 1- и 5%-ным содержанием хрома в условиях ООО «ЛУКОЙЛ-Коми». Подвески спускались в скважины Возейского и Усинского месторождений на южную, среднедевонскую и пермокарбоновую залежи соответственно. В первом случае наработка НКТ из обычной стали марки 30Г2/37Г2С(Ф) составила 129 суток при скорости коррозии порядка 10 мм/год, тогда как НКТ из стали 15Х5МФБЧ извлекли по истечении 827 суток без значимых признаков коррозии. Цифры по Усинской скважине составили 180 и 1088 суток соответственно.

На НКТ с 5%-ным содержанием хрома коррозионные повреждения отсутствовали. При этом концентрация хрома на поверхности достигала 13–16 %, т. е. в ходе эксплуатации НКТ приповерхностный слой металла фактически преобразовывался в сталь с 13%-ным содержанием хрома, которая не взаимодействует с транспортируемой средой, тем самым защищая трубу от коррозионного разрушения.

В настоящее время испытания на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» были завершены. Предварительно рассчитанный экономический эффект от опытно-промышленной эксплуатации НКТ на скважине № 1177 составил 893 тыс. руб., на скважине № 4266 – 3201 тыс. руб. Для НКТ из стали марки 15Х5МФБ(Ч) соотношение цены и срока эксплуатации составляет примерно 150 руб./сут., что в два раза лучше показателя для труб по ГОСТ 633 (250–300 руб./сут.).

Корпуса ЭЦН в коррозионностойком исполнении

Основываясь на положительных результатах эксплуатации хромосодержащих НКТ, специалистами ЧТПЗ и группы компаний «Римера» были разработаны корпуса УЭЦН в коррозионностойком исполнении из стали с 5%-ным содержанием хрома под всю номенклатуру выпускаемого ОАО «Алнас» нефтепогружного оборудования.

В данный момент готовятся к отгрузке первые полнокомплектные установки с корпусами из стали 15Х5МФБ для прохождения подконтрольной эксплуатации на осложненном коррозией фонде скважин нефтяных компаний РФ.

Таким образом, в рамках проекта «Белая скважина» потребителю предлагается совместный подбор и специальное исполнение НКТ и насосов. Это гарантирует равноресурсную работу всей подвески, снижение количества отказов, вызванных выходом из строя одного из элементов погружного оборудования, увеличение

межремонтного периода и наработки на отказ, а значит, сокращение затрат нефтяных компаний на операции спуска-подъема и ремонт оборудования, а также увеличение добычи за счет снижения времени простоя скважин.

Дополнительно, в зависимости от условий эксплуатации УЭЦН могут комплектоваться рабочими органами из твердого неризиста (защита от истирания и коррозии рабочих органов), а также валами из сталей Alloy 718, Alloy K-500, Н65Д29ЮТ (К-Монель) (защита от охрупчивания и слома валов).

Ступени ЭЦН из полимерных композитов

Для проекта «Белая скважина» специалисты альметьевского предприятия «Римеры» разработали специальные ступени ЭЦН из полимерных композитов. Материал ступеней принципиально отличается от распространенных на рынке и назван разработчиками высокоизносостойким композиционным материалом (ВИКМ). Сегодня на «Алнасе» проводятся работы по исследованию свойств и применению полимерных композитов в производстве рабочих органов УЭЦН. ОПИ насосов с комбинированными ступенями ЭЦН5-35 из полимерных материалов, рассчитанных на максимальную температуру 240 °C, проводились в скважинах ООО «РН-Юганскнефтегаз», осложненных солеотложениями на рабочих органах ЭЦН. Испытания показали положительный результат: СНО УЭЦН по этим скважинам увеличилась на 101 сутки. Насколько можно судить по полученным данным, материал ВИКМ намного более устойчив к абразивному износу, чем «Нирезист».

Нельзя сказать, что соли на этих ступенях не откладывались, однако отказов по заклиниванию данных установок не зафиксировано. Из-за низкой адгезии солевая корка просто откалывалась и слетала с этих ступеней, что подтвердилось при разборе и дефектации данного насоса. Солевой налет просто смывался со ступеней из ВИКМ.

Испытания проходили установки ЭЦН 5-го габарита с дебитом 35 м3/сут. Это именно то сочетание габарита и дебита, при котором чаще всего происходит отложение солей из-за заниженного КПД ЭЦН.

УШГН для осложненных условий

«Ижнефтемаш» – ижевское предприятие «Римеры» – предлагает клиентам для разных осложнений разные варианты комплектации штангового насоса и НКТ. Специальные комплектации предусмотрены для скважин с преимущественным влиянием мехпримесей, коррозии, сочетания коррозия – мехпримеси – высокий газовый фактор, а также для откачки скважинной жидкости повышенной вязкости и для случаев повышенного риска по истиранию НКТ.

Интерес представляет коррозионно-износостойкое исполнение ШГН. В данном случае применяется хром-алмазное покрытие внутренней поверхности цилиндра. Кроме того, зачастую возникает ситуация, когда при использовании коррозионно-стойкого насоса корродирует плунжерный шток. В данном случае применяется плунжерный шток также из коррозионностойкой стали.

Хром-алмазное покрытие дает такие преимущества, как повышенная микротвердость – до 1400 HV, увеличение износостойкости в 1,5–15 раз, снижение коэффициента трения в 2–4 раза, повышенная коррозионная стойкость, снижение шероховатости на 1–2 класса, улучшение качества поверхности.

Дополнительные устройства УШГН

Первым в ряду специальных дополнительных устройств для эксплуатации УШГН в осложненных условиях можно назвать защитный фильтр.

Это оборудование предназначено для предотвращения попадания в ШГН инородных частиц размером больше 3 мм. В верхней части фильтра нарезана присоединительная резьба LP (трубопроводная коническая), которая соответствует внутренней резьбе в нижней части ШГН (или якорного башмака насоса RHBM).

Отличительная особенность другого защитного устройства – фильтра пружинного типа ФСП – состоит в том, что фильтрующим элементом в данном случае служит пружина.

Фильтр устанавливается в колонне НКТ-73 под ШГН и предназначен для защиты насосов от попадания механических частиц размером больше 0,2–0,8 мм. Размер частиц определяется регулировкой зазора между витками пружины.

Фильтр ФСП обладает свойством самоочищения. Очистка фильтрующего элемента (пружины) осуществляется при осевом перемещении клапана (шар – седло), воздействующего на пружину при работе штангового насоса.

И наконец, газовый якорь, который предназначен для сепарации газа из нефти при ее откачке ШГН. Обычно используют до трех соединенных между собой газовых якорей, навинченных на колонну НКТ под насосом и представляющих собой внешнюю трубу всасывания.

К нижнему якорю присоединяется заглушенная колпаком труба НКТ, а в приемное отверстие насоса ввинчивается внутренняя труба всасывания, выходящая в нижнюю (заглушенную) трубу НКТ. Внутренняя труба всасывания в комплект поставки якоря не входит.

Установки ЭВН для откачки высоковязкой нефти

В настоящее время достойной альтернативы винтовому насосу при добыче вязких нефтей нет. При этом в рамках создания более эффективного привода для погружных насосов следует отметить потребность в устройстве с частотой вращения 50–500 об/мин. Решение этой задачи позволит существенно повысить ресурс УЭВН и довести его до уровня ресурса винтовых насосов с поверхностным приводом, работающих в основном в этом диапазоне частот вращения.

В свою очередь, создание погружных асинхронных двигателей с частотой вращения менее 1000 об/мин экономически и технически нецелесообразно. Причина в значительном увеличении габаритов при не менее значительном снижении энергетических характеристик.

Для реализации преимуществ винтового насоса и создания наиболее эффективной винтовой нефтедобывающей установки на «Алнасе» совместно с ООО «Эдванс-Алнас» создан погружной синхронный электродвигатель (СПЭД) мощностью 10 кВт. Он без механического редуцирования обеспечивает синхронную частоту вращения вала в 300 об/мин и может регулироваться при использовании серийных СУ с ЧП в диапазоне от 20 до 450 об/мин. Установки первоначально комплектовались винтовыми насосами производства «Ливгидромаша», но также возможна и комплектация винтовыми насосами других производителей.

Погружной синхронный электродвигатель трехфазный, маслозаполненный может работать как от сети питания 50 Гц, так и от станции управления с частотным преобразователем. Наружный диаметр корпуса СПЭД равен 117 мм, в связи с чем установка предназначена для скважин с внутренним диаметром колонны обсадных труб не менее 123,7 мм.

К числу основных преимуществ СПЭД относится, во-первых, высокий удельный крутящий момент двигателя. Так, двигатель мощностью 10 кВт при 300 об/мин имеет такой же вращающий момент на роторе, что и асинхронный двигатель мощностью 100 кВт при 3000 об/мин.

Во-вторых, это оптимально низкая частота вращения – частота, при которой винтовые насосы обнаруживают наибольший ресурс.

Третье преимущество – возможность плавно регулировать частоту вращения двигателя в больших диапазонах (от 21 до 450 об/мин) путем изменения частоты питающего напряжения от 3,5 до 75 Гц. Это позволяет не только плавно запускать и выводить на режим скважину, но и управлять дебитом скважин, автоматически поддерживая заданный динамический уровень пластовой жидкости, а также максимальный дебит скважины.

Еще одно крайне важно отличие – в предельной простоте конструкции, в которой отсутствуют постоянные магниты и беличья клетка на пакетах ротора. Это обстоятельство, конечно же, сказывается как на цене установки, так и на стоимости ее обслуживания.

И наконец, СПЭД – это в 4–5 раз меньший пусковой ток, чем у обычных погружных асинхронных электродвигателей. Как известно, пусковые токи отрицательно влияют на состояние электрических сетей.

На сегодняшний день были изготовлены опытные образцы и проведены заводские ресурсные испытания СПЭД. Кроме того, проведена подконтрольная эксплуатация синхронного электродвигателя в составе винтовой установки в ОАО «Татойлгаз». Общая наработка СПЭД в составе установки составила 645 суток.

В заключении скажу, что проект «Белая скважина», реализуемый «Римерой», уникален для отечественного рынка в силу своего комплексного подхода к предприятиям ТЭК. Эффект синергии, который достигается благодаря набору активов в группе, позволяет клиенту существенно экономить на обслуживании скважин, повышая ее рентабельность. При этом приоритетным направлением реализации проекта является осложненный фонд скважин, с повышенным содержанием солей и иных отложений.

Нефтегазовое оборудование, январь 2013

Возврат к списку

Обратная связь