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
Способы определения параметров работы:
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
Способы определения параметров работы:
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
Способы определения параметров работы:
Дебиты пластов — прямой замер
Обводнённости — прямой замер
Забойное давление — по телеметрии
Преимущества: полный объём информации о работе пластов, раздельный подъём
14 Схема ОРЗ
Способы определения параметров работы:
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
Способы определения параметров работы:
Дебиты пластов — прямой замер
Обводнённости — прямой замер
Забойное давление — по уровню
Приёмистость пласта — прямой замер на устье
Давление закачки — прямой замер на устье
Профиль приёмистости — возможенПреимущества: полный объём информации о работе пластов, простота
16
Сравнение замеров обводнённости
Установка для ВСП
Способы определения параметров работы:
Приёмистость пласта — расходомер на кабеле
Давление закачки — прямой замер на устье
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!