В 4 раза увеличена наработка, на 29% сокращена совокупная стоимость владения на месторождении в Демократической Республике Конго, Центральная Африка

Результаты проекта

• Увеличена наработка на 400% (и продолжает расти) по сравнению со средней наработкой 18 предыдущих монтажей;
• Прием насоса находился ниже или между интервалами перфорации;
• Благодаря компактным размерам, успешно пройден искривленный участок скважины;
• Стабильная работа в осложненных условиях:
  • температура флюида скважин на морских месторождениях 110–130 °С с обсадной колонной 244,5 мм;
  • содержание свободного газа на приеме насоса более 70%;
  • содержании механических примесей более 1 000 мг/л;
• На 29% сокращена совокупная стоимость владения.

Месторождения расположены на территории Демократической Республики Конго в Центральной Африке. Продуктивные горизонты месторождения на суше находятся на глубине 1 800 метров по вертикали, с обсадной колонной 139,7 мм, а шельфовых — на глубине 2 200 метров по вертикали с обсадной колонной 244,5 мм.

Эксплуатация скважин осложнена следующими факторами:

• Шельф: максимальная кривизна прохождения при спуске — 13° на 30 метров при диаметре обсадной колонны 244,5 мм;
• Суша: наличие искривленных участков с темпом набора кривизны более 9° на 30 метров при диаметре обсадной колонны 139,7 мм;
• Высокая температура флюида 110–130 °C;
• Газосодержание на входе в насос более 70%;
• Высокое содержание механических примесей более 1 000 мг/л.

Клиент обратился к нам с несколькими проблемами:

• В скважинах на суше имеющееся оборудование для механизированной добычи нефти (винтовые насосы, штанговые насосы и стандартные ЭЦН) быстро выходило из строя. Средняя наработка 18 установок составляла 46 суток.
• В скважинах шельфового месторождения газлифтное оборудование работало с низкой эффективностью и недостаточным отбором продукции.

Требовалось оптимизировать добычу и произвести замену оборудования на более надежное и эффективное.

В середине 2019 года мы приступили к работе над проектом. После проведения исследования и всестороннего анализа мы разработали проект по замене оборудования клиента на высокооборотную систему ЭЦН Lex (UHS ESP^TM) с номинальной рабочей частотой 10 000 об/мин. Оптимальной была признана система UHS-500 с широким рабочим диапазоном 20-90 м³/сут при 80 м³/сут в точке максимального КПД, с усовершенствованным модулем сепарации газа и специальной конструкцией кожуха для обеспечения необходимого охлаждения двигателя при работе под интервалом перфорации в колоннах с большим диаметром.

В середине 2020 года высокооборотные ЭЦН Lex (UHS ESP^TM) были отгружены в Центральную Африку с завода.

Команда наших инженеров отправилась в Африку для внедрения высокооборотных ЭЦН (UHS ESP^TM): выполнения предмонтажной подготовки, запуска, вывода на режим, ежедневного мониторинга и анализа работы установки. Также мы провели ряд специализированных тренингов для инженерной команды клиента. В середине октября 2020 года системы были смонтированы и запущены в эксплуатацию. Монтаж на устье занял всего 1 час. Это стало возможным, благодаря компактному размеру и полной готовности к монтажу UHS ESP^TM после прохождения стендовых испытаний на заводе. Система доставляется на устье в собранном виде готовой к монтажу, который предполагает только подключение кабельного удлинителя и установку протеколайзеров.

После отъезда с месторождения инженеры Lex продолжили вести удаленный мониторинг работы скважин и оказывать инженерную поддержку.

Результаты проекта доказали, что высокооборотные ЭЦН Lex (UHS ESP^TM) являются надежной технологией, способной успешно заменить другие методы механизированной добычи в тяжелых условиях в скважинах на суше и шельфе, а также экономическую эффективность технологии в условиях волатильности цен на нефть и ограничений ОПЕК+ 2020–2021 за счет увеличения прибыльности скважин.