Поиск методик для снижения затрат при эксплуатации скважин малого диаметра с колонной 73 мм принес специалистам НГДУ «Елховнефть» сразу два технических решения. Это разработка устьевой арматуры новой конфигурации и использование штангового превентора для замены уплотнительных сальников.
Сегодня в «Елховнефти» пробурено уже пять скважин с диаметром эксплуатационной колонны 73 мм. Суммарная экономия от строительства такой скважины по сравнению с обычной составляет 3,7 млн рублей. Но экономить можно не только на строительстве. К снижению затрат приведет и использование усовершенствованной конструкции устьевой арматуры. В СМД с колонной 73 мм отсутствует затрубное пространство. Добыча нефти ведется по эксплуатационной колонне.
До последнего времени 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 просто снимали и ставили заглушки. То есть фактически, покупая такую арматуру, платили за то, что не нужно.
Специалисты НГДУ — в составе замначальника управления — начальника ГТЦ Р. Афлятунова, руководителя центра единого заказчика производственных услуг Р. Исламова, главного специалиста по технологиям М. Тимерзянова и ведущего специалиста по технологиям А. Шартынова — предложили рассмотреть возможность изготовления устьевой арматуры для скважин с оптимизированной колонной без этих неиспользуемых элементов.
«Вместо затрубной задвижки «на улицу» оставляем присоединительный патрубок с заглушкой для выхода цементного раствора при заливке эксплуатационной колонны»,— объяснил ведущий специалист по технологиям НГДУ «Елховнефть» Алексей Шартынов.
Если стандартная арматура стоит 76 тыс. рублей, то усовершенствованная — 62,5 тыс., то есть дешевле на 20 % за счет уменьшения металлоемкости.
Также эксплуатация СМД с колонной 73 мм натолкнула специалистов «Елховнефти» на еще одну интересную идею. Дело в том, что из-за отсутствия затрубного пространства в таких скважинах избыточный газ стравливается через пробоотборник в отдельную емкость. Это дополнительная нагрузка на оператора, к тому же есть риск выделения газовой шапки в лифте НКТ, что, во‑первых, взрывоопасно, а во‑вторых, может 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, и сальники меняются в обычном режиме. Стравливать избыточное давление не нужно.
На оба технических решения оформлены патенты, они пополнят библиотеку лучших практик Компании.
Елена Федорова
фото Сергея Трусова
