Новые решения ОАО «Татнефть» в области техники и

1
НОВЫЕ РЕШЕНИЯ
ОАО «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
Цепные приводы ОАО «Татнефть»
ПЦ 60–3–0,5/2,5
(патент №2200876)
ПЦ 60-6-0,25/1,25
(патент №2200876)
ПЦ 80-6-1/4
(патент № 2200876)
5
Цепные приводы ОАО «Татнефть»
ПЦ 80-6-1/4
(патент №2283969)
ПЦ 80-6-1/4
ПЦ 120-7,3-1/4
(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
Преимущества одновременно-раздельной
эксплуатации (ОРЭ) пластов
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.
10
Двухлифтовая установка для ОРЭ
Способы определения параметров
работы:
Установки разработаны для
146 и 168 мм
эксплуатационных колонн
Дебиты пластов — прямой замер
Обводнённости — прямой замер
Забойное давление — только по
динамограмме
Преимущества: раздельный
подъём продукций пластов
11
Однолифтовая установка для ОРЭ
Способы определения
параметров работы:
Установки разработаны для
146 и 168 мм
эксплуатационных колонн
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
∆Р
L1/ L2 = Q1 /Q2
L1
при Рпр.н > Рпр.в
L2
12
1-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
13
2-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 — возможен
Преимущества: полный объём
информации о работе пластов, простота
16
Установка для ВСП
Способы определения параметров работы:
Приёмистость пласта — расходомер на кабеле
Давление закачки — прямой замер на устье
Забойное давление у нижнего пласта — телеметрия
Сравнение замеров обводнённости
Преимущества: не нужна система ППД
Динамика фонда скважин с ОРЭ и
накопленной доп. добычи нефти
17
800
1200000
731
1100000
1131913
1000000
600
900000
564
800000
скв.
400
600000
569197
500000
400000
195
200
0
3317
2005
200000
214192
80
19
300000
100000
50099
2006
0
2007
скважин с ОРЭ
2008
2009
доп. добыча нефти, т
2010
(прогноз)
тонн
700000
420
18
Внутрискважинное разделение
нефти и попутной воды
19
Входные устройства ВУ 11-89, ВУ-76
Патенты № 2213269, № 2232294
ВНЕДРЕНИЕ – более 1240
скважин
1 — якорь нефти и газа
2 — интервал перфорации
Динамика внедрения ВУ-11-89 и ТРС скважин
с УШГН из-за эмульсии
20
1141
1200
1000
135
161
137
2006
2007
2008
629
600
200
924
752
800
400
921
498
364
416
255
263
187
0
2002
2003
2004
Кол-во скважин
2005
Кол-во ПРС из-за эмульсии
21
УСШН 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
22
УСШН с НДД в НГДУ «Елховнефть»
и «Ямашнефть»: принцип работы
23
НСДД 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
25
Арматура 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
26
Модификации арматуры АУД 40×14-02 и 02А
(исполнение добыча - закачка для ОРЗЭ)
27
Арматура АУДК 50×14-01 по ТУ 3665-164-00147588-2008
(для ОРЭ двух объектов с использованием УЭЦН и УСШН)
устьевой сальник
СУСГ–М с
противовыбросовым
клапаном
Обеспечена
защита от разлива
скважинной
среды в случае
обрыва штока
УСШН при
продолжающейся
работе УЭЦН
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
28
Малогабаритная 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
УСШН с «дожимным насосом» (пат. РФ № 49141 )
1 — штанговый насос;
3 — НКТ;
4 — штанги;
5 — устьевая арматура;
6 — устьевой шток;
7 — дополнительный плунжерный насос;
12 — выкидная линия скважины;
13 — обратный клапан
32
Устройство 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 оборудование
II ― скважинное оборудование
1 ― основной насос
4 ― НКТ
5 ― штанги
6 ― устьевая арматура
7 ― выкидная линия
8 ― устьевой шток
9 ― «дожимной» штанговый насос
16 ― обратный клапан выкидной линии
20 ― плунжерная пара ― герметизатор устья
34
Оборудование на скв. № 19573 НГДУ «Азнакаевскнефть»
35
Схема 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
36
Схема 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
37
Устьевая 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.
38
Нагнетательная 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
39
Устьевая 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
41
УСШН 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 эффективности
эксплуатации скважин
С высокой
вязкостью продукции
Низкорентабельных
малодебитных
Малого диаметра
УСШН без НКТ: варианты исполнения
43
•
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
УСШН без НКТ с упором на забой (Пат. РФ № 2361115)
Работа УСШН при ходе плунжера вверх
1 — насос;
2 — цилиндр насоса;
3 — приемный клапан;
4 — плунжер;
5 — нагнетательный клапан;
6 — штанговая колонна;
7 — центраторы;
8 — перепускной узел;
9 — самоуплотняющийся
пакер;
10 — хвостовик;
11 — упор;
12 — клапан глушения;
13, 15 — отверстия;
14 — осевой канал пакера;
16 — продуктивный пласт;
17, 18 — фильтровая и
нагнетательная полости
скважины
45
Накопленная добыча нефти свабированием
400
348,7
350
310,5
300
Добыча нефти, тыс. т.
358,7
253,5
250
192,9
200
119,5
150
100
50
38,3
0
2004
2005
2006
2007
Годы
2008
2009
2010
Влияние вязкости среды на скорость спуска сваба в НКТ
4
Hпогр = 350 м
3
Скорость, м/с
46
НКТ = 62 мм
2
1
0
0
1
2
3
m , Па· с
4
5
47
Металлический сваб типа СМ
48
Основные параметры свабов СМ
Обозначения свабов
Наименование параметров
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!