НОВЫЕ РЕШЕНИЯ ОАО «ТАТНЕФТЬ» В ОБЛАСТИ ТЕХНИКИ И...

1

НОВЫЕ РЕШЕНИЯОАО «ТАТНЕФТЬ» В

ОБЛАСТИ ТЕХНИКИ И ТЕХНОЛОГИИ ДОБЫЧИ

НЕФТИ

Валовский В.М.д.т.н., первый заместитель директора института

«ТатНИПИнефть»

2 СОДЕРЖАНИЕ

3

Улучшение эксплуатационных

свойств УСШН

4

ПЦ 60–3–0,5/2,5 (патент

№2200876)

ПЦ 60-6-0,25/1,25 (патент

№2200876)

Цепные приводы ОАО «Татнефть»

ПЦ 80-6-1/4(патент № 2200876)

5

ПЦ 80-6-1/4 ПЦ 120-7,3-1/4 (патент №2283969)

Цепные приводы ОАО «Татнефть»

ПЦ 80-6-1/4(патент

№2283969)

6«Составная» штанга

(пат. РФ №№ 2361058, 66440, 2336435)

• Полая штанга

• Внутренний стержень предварительно упруго напряжен

• Дифференцированное распределение напряжений по сечению

7 В «составной» штанге конструктивно обеспечены

• Резервирование высокопрочным элементом

• Повышенная живучесть, защищённость от отказа полой штанги

• Механизм остановки распространения усталостных трещин и коррозии от поверхности тела к резервному элементу

• Повышенная коррозионная стойкость поверхности полой штанги за счёт остаточных сжимающих напряжений

• Дифференцированное распределение напряжений по сечению

• Защита внутреннего стержня от воздействия изгиба за счет меньшего момента инерции сечения

• Максимальное снижение влияние циклических нагрузок на внутренний стержень (коэффициент асимметрии цикла близок к 1)

• Эффективная диагностируемость и ремонтопригодность

• Предпосылки эффективной утилизации

8

Эксплуатация разных пластов в одной

скважине

9

1. Сокращение объемов бурения за счет использования ствола одной скважины и организации одновременного (совместного) отбора запасов углеводородов разных объектов разработки и/или закачки воды в разные объекты одной сеткой скважин.

2. Эксплуатация одновременно объектов с разными коллекторскими характеристиками и свойствами нефтей.

3. Повышение рентабельности отдельных скважин за счет подключения других объектов разработки или разных по свойствам пластов одного объекта разработки.

Преимущества одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) пластов

10 Двухлифтовая установка для ОРЭ

Установки разработаны для 146 и 168 мм эксплуатационных колонн

Способы определения параметров работы:

Дебиты пластов — прямой замер

Обводнённости — прямой замер

Забойное давление — только по динамограмме

Преимущества: раздельный подъём продукций пластов

11 Однолифтовая установка для ОРЭ

при Рпр.н > Рпр.в

Установки разработаны для 146 и 168 мм эксплуатационных колонн

L1/ L2 = Q1 /Q2

L1

L2

∆Р


Дебиты пластов — по динамограмме, по КВУ при кратковременной остановке

Обводнённости — переналадкой насоса

Забойное давление — по динамограмме, спуск прибора

Преимущества: простота, любой размер насоса, регулировка соотношения дебитов пластов, возможность установки глубинного прибора

121-лифтовая установка для ОРЭ по схеме УЭЦН+УСШН


Дебиты пластов — прямой замер при остановке одного из насосов

Обводнённости — прямой замер при остановке одного из насосов

Забойное давление — по телеметрии

Преимущества: полный объём информации о работе пластов

132-лифтовая установка для ОРЭ по схеме УЭЦН+УСШН




Забойное давление — по телеметрии

Преимущества: полный объём информации о работе пластов, раздельный подъём

14 Схема ОРЗ


Приёмистости пластов — прямой замер на устье

Давление закачки — прямой замер на устье

Профиль приёмистости — обоих пластов

Преимущества: полный объём информации о работе пластов, простота

15 Схема ОРЗ и Д




Забойное давление — по уровню

Приёмистость пласта — прямой замер на устье


Профиль приёмистости — возможенПреимущества: полный объём информации о работе пластов, простота

16

Сравнение замеров обводнённости

Установка для ВСП


Приёмистость пласта — расходомер на кабеле


Забойное давление у нижнего пласта — телеметрия

Преимущества: не нужна система ППД

17

420

195

80

19

564

731

569197

214192

50099

1131913

33170

200

400

600

800

2005 2006 2007 2008 2009 2010(прогноз)

скв.

0

100000

200000

300000

400000

500000

600000

700000

800000

900000

1000000

1100000

1200000

тонн

скважин с ОРЭ доп. добыча нефти, т

Динамика фонда скважин с ОРЭ и накопленной доп. добычи нефти

18

Внутрискважинное разделение нефти и

попутной воды

19

Патенты № 2213269, № 2232294

ВНЕДРЕНИЕ – более 1240 скважин

1 — якорь нефти и газа

2 — интервал перфорации

Входные устройства ВУ 11-89, ВУ-76

20Динамика внедрения ВУ-11-89 и ТРС скважин с УШГН из-за эмульсии

498

629

752

921 924

364255

135 161 137

1141

263 187

416

0

200

400

600

800

1000

1200

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

Кол-во скважин Кол-во ПРС из-за эмульсии

21УСШН со скважинным разделением нефти и воды и их раздельным подъемом (пат. РФ №

2287719)

1 — колонна НКТ;2 — полые штанги;3 — хвостовик;4 — дифференциальный насос;11 — гибкий рукав;12 — якорь нефти;13 — узел герметизации;14 — устьевой сальник;16 — продуктивный пласт;17 — динамический уровень;18 — водонефтяной раздел

22УСШН с НДД в НГДУ

«Елховнефть» и «Ямашнефть»: принцип работы

23НСДД с закачкой воды в

верхний пласт УЭЦН

1 — скважина;2 — принимающий пласт;3 — продуктивный пласт;4 — колонна НКТ;5 — ЭЦН;6 — кожух;7 — пакер;8 — обратный клапан;9 — хвостовик;10 — патрубок;11 — отверстия;12 — 14 — клапаны;15 — обводненная продукция;16 — вода;17 — нефтяной концентрат

24

Специальное устьевое оборудование

2525Арматура АУД 50×14-01 по ТУ 3665-127-

00147588-2006 (исполнение добыча – добыча для ОРЭ)

Высота арматуры снижена на 580 мм.Выходы тройников расположены на одном уровне

2626Модификации арматуры АУД 40×14-02 и 02А

(исполнение добыча - закачка для ОРЗЭ)

2727Арматура АУДК 50×14-01 по ТУ 3665-164-

00147588-2008(для ОРЭ двух объектов с использованием УЭЦН и УСШН)

I – трубная обвязка; II – устьевой сальник СУС 2А–73–31; III – трубная головка

1, 2 – вентили; 3 – устьевая крестовина; 4 – фланец-трубодержатель; 5 – муфта; 6 – овальная прокладка; 7 – шпилечное соединение; 8 – узел уплотнения кабеля УЭЦН; 9 – патрубок; 10 – скважинное оборудование

устьевой сальникСУСГ–М с

противовыбросовым клапаном

Обеспечена защита от

разлива скважинной

среды в случае обрыва штока

УСШН при продолжающейся работе УЭЦН

28Малогабаритная арматура для

нагнетательных скважин АМН 65 – 21 (пат. РФ №29088)

ПРЕИМУЩЕСТВА

По сравнению с традиционными арматурами:

– малая масса и габариты;

– простая конструкция;

– надежные задвижки типа ЗДС 65-210М

По сравнению с аналогом ‑ АНКШ-65×21М1 ПКФ «Техновек»:

Упрощен монтаж и демонтаж, при этом нет необходимости разбирать арматуру

29 Обычная арматура нагнетательной скважины

30 Малогабаритная арматура АМН 65‑21

31

1 — штанговый насос;3 — НКТ;4 — штанги;5 — устьевая арматура;6 — устьевой шток;7 — дополнительный плунжерный

насос;12 — выкидная линия скважины;13 — обратный клапан

УСШН с «дожимным насосом» (пат. РФ № 49141 )

32Устройство для герметизации устьевого штока при

высоком давлении (пат. РФ № 2285152)

1 — устьевой шток;2 — устьевая арматура;4 — первое уплотнение;5 — второе уплотнение;6 — третье уплотнение;7 — скважина;8 — НКТ;11 — межтрубное

пространство;13 — дополнительный

резервуар;17, 19 — обратные клапаны;18 — выкидная линия

33 Схема УСШН для повышенных устьевых давлений

I ― наземное оборудованиеII ― скважинное оборудование

1 ― основной насос4 ― НКТ5 ― штанги6 ― устьевая арматура7 ― выкидная линия8 ― устьевой шток9 ― «дожимной» штанговый насос16 ― обратный клапан выкидной линии20 ― плунжерная пара ― герметизатор устья

34 Оборудование на скв. № 19573 НГДУ «Азнакаевскнефть»

35Схема однорядной устьевой арматуры для

добычи СВН

1 — обсадные трубы ОТТМ 245

2 — трубы ОТТМ 178

3 — НКТ 73

4 — кабель оптоволоконный

7 — кабель питания УЭЦН

8, 9 — уплотнения

10, 11 и 12 — тройники-трубодержатели

13 — манометры

14 — гибкая труба

36Схема двухрядной устьевой арматуры для

добычи СВН

1 — обсадные трубы ОТТМ 324

2 — НКТ 89

3 — НКТ 73

4 — кабель оптоволоконный

7 — кабель УЭЦН

8, 9 — уплотнения

10 — крестовина

11 — трубодержатель

12 — манометр

14 — труба гибкая

15 — тройник

37Устьевая арматура АУД 80/50-40 (ТатНИПИнефть)

на эксплуатационную колонну 324 мм

Арматура устьевая двухствольная (с параллельной подвеской труб)на рабочее давление 4 МПа с условным проходом основных отводов 80 мм и вспомогательных отводов 50 мм для эксплуатационной колонны ОТТМ324 ГОСТ 632-80.

38Нагнетательная арматура АУД 80/50-40

(ТатНИПИнефть)на эксплуатационную колонну 245 мм

Арматура устьевая двухствольная (с параллельной подвеской труб)на рабочее давление 4 МПа с условным проходом основных отводов 80 мм и вспомогательных отводов 50 мм для эксплуатационной колонны ОТТМ245 ГОСТ 632-80

39Устьевая арматура АОД 80/50-40

(ТатНИПИнефть)на эксплуатационную колонну 245 мм

Арматура одноствольная двухрядная (концентричная) на рабочее давление 4 МПа с условным проходом основных отводов 80 мм и вспомогательных отводов 50 мм для эксплуатационной колонны ОТТМ245 ГОСТ 632-80

40

Эксплуатация скважин по обсадной колонне

41УСШН с подъемом продукции по

эксплуатационной колонне (без НКТ)

1 — эксплуатационная колонна

2 — скважинный насос

3 — пакер

4 — колонна штанг

5 — устьевая арматура

42 УСШН без НКТ: позиционирование

Повышение эффективностиэксплуатации скважин

С высокойвязкостью продукции

Низкорентабельныхмалодебитных

Малого диаметра

43 УСШН без НКТ: варианты исполнения• с якорным седлом в эксплуатационной

колонне (скв. №17806 НГДУ «Альметьевнефть»)

• с пакером-гильзой (скв. №17831 НГДУ «Альметьевнефть», и №380а НГДУ «Нурлатнефть»)

• с упором на забой и самоуплотняющимся пакером (скв. №2630 и №16527 НГДУ «Ямашнефть», скв. №4504 НГДУ «Азнакаевскнефть», скв. №329а НГДУ «Нурлатнефть» )

44

1 — насос;2 — цилиндр насоса;3 — приемный клапан;4 — плунжер;5 — нагнетательный

клапан;6 — штанговая колонна;7 — центраторы;8 — перепускной узел;9 — самоуплотняющийсяпакер;10 — хвостовик;11 — упор;12 — клапан глушения;13, 15 — отверстия;14 — осевой канал

пакера;16 — продуктивный

пласт;17, 18 — фильтровая инагнетательная полостискважины

Работа УСШН при ходе плунжера вверх

УСШН без НКТ с упором на забой (Пат. РФ № 2361115)

45 Накопленная добыча нефти свабированием

38,3

119,5

192,9

253,5

310,5

348,7 358,7

0

50

100

150

200

250

300

350

400

Доб

ыча

неф

ти, т

ыс.

т.

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Годы

46

0

1

2

3

4

0 1 2 3 4 5

m, Па· с

Ско

рост

ь, м

/с

Влияние вязкости среды на скорость спуска сваба в НКТ

Hпогр = 350 м

ЖНКТ = 62 мм

47 Металлический сваб типа СМ

48 Основные параметры свабов СМ

Наименование параметров Обозначения свабов

СМ-114 СМ-127

СМ-140 СМ-146

СМ-168

Условный диаметр трубы, мм 114 127 140 146 168

Максимальный диаметр сваба, мм

105 117 130 136 156

Минимальный диаметр сваба, мм 96 107 116 122 142

Длина сваба, мм 1300

Номинальная высота поднимаемого столба жидкости, м

250 200 160 140 100

Объем жидкости, поднимаемый за ход, м3 2,0 2,0 1,9 1,9 1,8

Максимальная высота поднимаемого столба жидкости, м

800 650 550 500 400

49 Агрегат 3АСС в рабочем положении

50 Агрегат 5АСС в транспортном положении

51 Агрегаты АСС: откачка в автоцистерну

52 Система нейтрализации H2S в попутном газе

1 — сборная емкость; 2 — дыхательный канал; 3 — трубопровод; 4 — емкость; 5 — нейтрализатор; 6, 7 —

запорная арматура; 8 — регулятор расхода газа; 9 — свеча рассеивания; 10 — диспергатор; 11 — отбойник брызг; 12 —

теплообменник

53

БЛАГОДАРЮ ЗА ВНИМАНИЕ!

НОВЫЕ РЕШЕНИЯ ОАО «ТАТНЕФТЬ» В ОБЛАСТИ ТЕХНИКИ И...

Documents