Для этого в НГДУ усовершенствуют устьевую арматуру и штанговые превенторы.
Специалисты нефтегазодобывающего управления «Елховнефть» ПАО «Татнефть» разработали два решения для снижения затрат при эксплуатации скважин малого диаметра (СМД) с колонной 73 мм. Разработана устьевая арматура новой конфигурации и штанговый превентор для замены уплотнительных сальников. Об этом сообщают «Нефтяные вести» (Елена ФЕДОРОВА).
В «Елховнефти» пробурено уже пять скважин с диаметром эксплуатационной колонны 73 мм. Экономия от строительства такой скважины по сравнению с обычной составляет 3,7 млн рублей. К снижению затрат приведет и использование усовершенствованной конструкции устьевой арматуры.
Дело в том, что в СМД с колонной 73 мм отсутствует затрубное пространство. Добыча нефти ведется по эксплуатационной колонне. На таких скважинах использовалась стандартная устьевая арматура АУ-140×50, с затрубными задвижками и соединительными коленами между угловыми сальниковыми вентилями ВУС-2 и ВУС-3.
Задвижки эти не использовались, их снимали и ставили заглушки.
Поэтому в «Елховнефти» предложили изготавливать устьевую арматуру для скважин с оптимизированной колонной без этих неиспользуемых элементов. Разработали технологию замначальник управления — начальник ГТЦ Р. Афлятунов, руководитель центра единого заказчика производственных услуг Р. Исламов, главный специалист по технологиям М. Тимерзянов и ведущий специалист по технологиям НГДУ «Елховнефть» А. Шартынов.
«Вместо затрубной задвижки «на улицу» оставляем присоединительный патрубок с заглушкой для выхода цементного раствора при заливке эксплуатационной колонны», — объяснил Алексей ШАРТЫНОВ. Усовершенствованная арматура дешевле на 20% за счет уменьшения металлоемкости.
Из-за отсутствия затрубного пространства в СМД избыточный газ стравливается через пробоотборник в отдельную емкость. Это дополнительная нагрузка на оператора, к тому же есть риск выделения газовой шапки в лифте насосно-компрессорной трубы (НКТ). Это может создать угрозу взрыва и привести к загрязнению окружающей среды. Сальники также можно заменить, заглушив скважину, но это ведет к дополнительным затратам. Нужно вызывать спецтехнику, использовать жидкость глушения.
Решением вопроса стало использование штангового превентора для герметизации устья скважины. Он позволяет перекрывать лифт НКТ и менять верхний и нижний сальники под давлением. Для этого скважина останавливается. Плашки превентора равномерно затягиваются вокруг полированного штока, перекрывая кольцевое пространство между ним и превентором, перекрывается ВУС-3. Сальники меняются в обычном режиме. Стравливать избыточное давление не нужно.
Напомним, «Татнефть» с 2016 года реализует программу бурения скважин малого диаметра, нацеленную на уплотнение их сетки. Эти скважины бурятся, в основном на верхние продуктивные отложения карбона буровыми установками меньшей мощности, конструкция которых является менее металлоемкой, сообщал ИА Девон. Соответственно, на их строительство требуется меньше глинистого раствора и других технологических жидкостей и химреагентов. Как следствие достигается существенное снижение всех видов энергозатрат. Все это вкупе с комплексом инновационных мероприятий позволяет рентабельно разрабатывать небольшие месторождения и залежи нефти.
http://iadevon.ru/news/oil/v_%c2%abelhovnefti%c2%bb_optimiziruyut_ekspluatatsiyu_skvazhin_malogo_diametra-10193/
