1 / 53

НОВЫЕ РЕШЕНИЯ ОАО «ТАТНЕФТЬ» В ОБЛАСТИ ТЕХНИКИ И ТЕХНОЛОГИИ ДОБЫЧИ НЕФТИ Валовский В.М.

НОВЫЕ РЕШЕНИЯ ОАО «ТАТНЕФТЬ» В ОБЛАСТИ ТЕХНИКИ И ТЕХНОЛОГИИ ДОБЫЧИ НЕФТИ Валовский В.М. д.т.н., первый заместитель директора института «ТатНИПИнефть». СОДЕРЖАНИЕ. Улучшение эксплуатационных свойств УСШН. Цепные приводы ОАО «Татнефть». ПЦ 80-6-1/4 (патент № 2200876).

omar-welch
Download Presentation

НОВЫЕ РЕШЕНИЯ ОАО «ТАТНЕФТЬ» В ОБЛАСТИ ТЕХНИКИ И ТЕХНОЛОГИИ ДОБЫЧИ НЕФТИ Валовский В.М.

An Image/Link below is provided (as is) to download presentation Download Policy: Content on the Website is provided to you AS IS for your information and personal use and may not be sold / licensed / shared on other websites without getting consent from its author. Content is provided to you AS IS for your information and personal use only. Download presentation by click this link. While downloading, if for some reason you are not able to download a presentation, the publisher may have deleted the file from their server. During download, if you can't get a presentation, the file might be deleted by the publisher.

E N D

Presentation Transcript

  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. Цепные приводы ОАО «Татнефть» ПЦ 80-6-1/4(патент № 2200876) ПЦ 60–3–0,5/2,5 (патент №2200876) ПЦ 60-6-0,25/1,25 (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. 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. Эксплуатация одновременно объектов с разными коллекторскими характеристиками и свойствами нефтей. 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 Способы определения параметров работы: Дебиты пластов — по динамограмме, по КВУ при кратковременной остановке Обводнённости — переналадкой насоса Забойное давление — по динамограмме, спуск прибора Установки разработаны для 146 и 168 мм эксплуатационных колонн Преимущества: простота, любой размер насоса, регулировка соотношения дебитов пластов, возможность установки глубинного прибора при Рпр.н > Рпр.в

  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. СхемаОРЗ 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

  17. Динамика фонда скважин с ОРЭ и накопленной доп. добычи нефти

  18. Внутрискважинное разделение нефти и попутной воды

  19. Входные устройстваВУ 11-89, ВУ-76 Патенты № 2213269, № 2232294 ВНЕДРЕНИЕ – более 1240 скважин 1 — якорь нефти и газа 2 — интервал перфорации

  20. Динамика внедрения ВУ-11-89 и ТРС скважин с УШГН 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) 25 Высота арматуры снижена на 580 мм. Выходы тройников расположены на одном уровне

  26. Модификации арматуры АУД 40×14-02 и 02А(исполнение добыча-закачкадля ОРЗЭ) 26

  27. Арматура АУДК 50×14-01 по ТУ 3665-164-00147588-2008(для ОРЭ двух объектов с использованием УЭЦН и УСШН) 27 устьевой сальникСУСГ–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. ПРЕИМУЩЕСТВА По сравнению страдиционнымиарматурами: малая масса и габариты; простая конструкция; надежные задвижки типа ЗДС 65-210М По сравнению саналогом ‑ АНКШ-65×21М1 ПКФ «Техновек»: Упрощен монтаж и демонтаж, при этом нет необходимости разбирать арматуру Малогабаритная арматура для нагнетательных скважин АМН 65 – 21 (пат. РФ №29088)

  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 )

  32. 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 Устройство для герметизации устьевого штока при высоком давлении (пат. РФ № 2285152)

  33. Схема УСШН для повышенных устьевых давлений I ― наземное оборудованиеII  ― 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 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. 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

  46. Влияние вязкости среды на скорость спуска сваба в НКТ Hпогр = 350 мЖНКТ = 62 мм

  47. Металлический сваб типа СМ

  48. Основные параметры свабов СМ

  49. Агрегат 3АСС в рабочем положении

  50. Агрегат 5АСС в транспортном положении

More Related