Стингер в нефтяной промышленности что это такое


Примеры внедрения

ЗАО «ОКБ «Зенит» с 2009г. занимается инжинирингом и изготовлением оборудования для проведения ГРП . Первым шагом в освоении оборудования для ГРП стало изготовление уплотнителя ГРП “Стингера ” для 146мм и 168мм колонны разработанного и изготовленного совместно со специалистами ОАО”РН-Юганскнефтегаз” . УГРП “Стингер ” предназначен для защиты ствола обсадной колонны от динамического воздействия рабочей среды в процессе проведения различных технологических операций, осуществление которых требует создания перепада давления внутри обсадной колонны.

В 2012г. совместно с ОАО ”Самотлорнефтегаз ” были проведены опытно промыш-ленные работы по проведению многостадийного ГРП с использованием оборудования производства ЗАО”ОКБ Зенит” . Первая опытная работа была проведена в боковом стволе скважины из 146мм  материнской колонны под хвостовик 102мм , в составе оснастки хво-стовика спускалось две муфты ГРП 102мм , 1-активирующаяся перепадом давления , 2- активирующаяся шаром , муфты ГРП были отсечены друг от друга водонабухающими пакерами.

По результатам работ  стало ясно,  что данная технология является эффективной , значительно снижает время освоения скважины и увеличивает дебет, а оборудование предлагаемое нашей компанией является уникальным и позволяет выполнять операции по МГРП  в открытом стволе 123мм .

      

При производстве оборудования  для МГРП используются самые современные технологии , применяется новейшее програмное  обеспечение для проектирования , осуществляется входной контроль материалов . Все этапы производства отслеживаются и фикси-руются в электронной системе, финальной операцией производственного процесса явля-ются сдаточные испытания КАЖДОЙ единицы оборудованния на стенде рассчитанном на перепад  давления 750 Атм..

За счет всего этого мы получаем надежное и четкое срабатывание нашего оборудования в реальных условиях.

С начала 2012г. по настоящий момент было выполнено более 50 операций по МГПР , на месторождениях наших  Заказчиков : ОАО”Самотлорнефтегаз ”, ОАО”Газпромнефть-ННГ” ,  ОАО”Газпромнефть-Муравленко”, ОАО”ГПН-Развитие” филиал “Новый порт” , “Иркутская нефтяная компания” , ОАО”Славнефть-Мегионнефтегаз”.

Технология многостадийного ГРП показала свою состоятельность и эффективность, поэтому наша компания ведет непрерывную работу по расширению линейки оборудования для МГРП .

В ЗАО «ОКБ «Зенит» освоены муфты ГРП 102 и 114 мм для проведения пропантового и кислотного ГРП, разрабатывается манжентный пакер для многостадийного ГРП , а так же  оборудование для кислотной обработки интервала .

www.zenith.ru

РАЗВИТИЕ УСЛУГ ДЛЯ НЕФТЕГАЗОВОЙ ОТРАСЛИ НА ОСНОВЕ АКТИВНОГО ВЗАИМОДЕЙСТВИЯ С ЗАКАЗЧИКОМ

Развитие услуг для нефтегазовой отрасли на основе активного взаимодействия с заказчиком

ЗАО «ОКБ Зенит» работает на рынке нефтегазовых услуг более 10 лет. В течение этого времени количество видов и объемов предоставляемых услуг и товаров постоянно расширяется. Как правило, расширение номенклатуры поставляемых изделий связано с решением проблем заказчиков, возникающих в ходе работ на скважинах или при решении задач, связанных с повышением эффективности работ в ходе строительства и капитального ремонта скважин. Можно отметить ряд показательных случаев, когда сотрудничество со службами заказчика в области инноваций давало взаимовыгодные результаты. В частности, несколько лет назад в ООО «РН-Юганскнефтегаз» при производстве работ по ГРП возникали проблемы в ходе закачки растворов для разрыва пласта. В ходе применяемой тогда технологии существовал высокий риск разрушения эксплуатационной колонны при ГРП. В ответ на обращение рассмотреть возможность решения этой проблемы в конструкторском бюро ЗАО «ОКБ Зенит» была инициирована опытно-конструкторская разработка, направленная на решение этой проблемы. В результате проводимых в течение года исследований и испытаний было разработано специализированное оборудование – Уплотнитель ГРП (стингер), которое позволило исключить риск разрушения эксплуатационной колонны в ходе работ по ГРП. Уплотнители для ГРП были разработаны 2-х типоразмеров: для хвостовиков Ø 102 мм и Ø 114 мм (рис. 1).

Рис.1 Уплотнитель УГРП.

Первоначально внутренний диаметр Уплотнителя для хвостовика Ø 102 мм составлял 59 мм, чего было достаточно непосредственно для закачки пропанта, однако, у заказчика появилась потребность в ходе работ по ГРП спускать в скважину геофизические приборы для проведения необходимых измерений, и диаметр 59 мм был недостаточным для прохождения применяемых приборов. По желанию заказчика Уплотнитель был модернизирован, в результате чего внутренний диаметр был увеличен вначале до 68 мм, а затем и до 76 мм. Аналогичным образом был усовершенствован Уплотнитель ГРП для хвостовика Ø 114 мм – внутренний диаметр увеличился с 76 до 99 мм. По данному показателю в настоящий момент он превосходит имеющиеся аналоги отечественных производителей. Подводя итог данной разработки как результата сотрудничества с инновационной службой заказчика, можно отметить успешность и взаимовыгодность подобного взаимодействия.

Другим примером оперативного решения инновационных потребностей заказчика с привлечением опытно-конструкторского подразделения нашей компании можно рассмотреть разработку и поставку роликовых центраторов. У заказчика компании – ЗАО «Ванкорнефть» возникла срочная потребность снизить риски недохода колонны до забоя при заканчивании скважины с достаточно протяженным горизонтальным окончанием (порядка 1500 м). В качестве одного из элементов снижения данных рисков было решено применить роликовые центраторы. Наша компания к тому времени не производила серийно данную оснастку, однако, мы имели конструкторские наработки в данном направлении. По просьбе заказчика были в ускоренном режиме проведены работы по доработке конструкторской документации, выполнены необходимые прочностные и динамические расчеты. С применением обрабатывающих центров с ЧПУ была выпущена необходимая партия центраторов и роликовый башмак (рис.2, рис.3).

Рис. 2. Роликовые центраторы.

Рис. 3. Роликовый башмак.

 После проведения заводских испытаний, подтвердивших требования по динамике и прочностным характеристикам оснастка была поставлена заказчику. Заканчивание скважины прошло успешно, запланированные работы были выполнены в полном объеме. В настоящее время роликовые центраторы, выпускаемые нашей компанией, во многом модернизированы, типоразмерная линейка включает целый ряд изделий для труб диаметром от 102 до 324 мм (таблица 1). Применяются различные технологии изготовления этих изделий.

№ п./п.

Наименование

Обозначение

ЗХБ 10.34.00.000

ЗХБ 20.34.00.000

ЗХБ 40.34.00.000

ЗХБ 110.34.00.000

ЗХБ 60.34.00.000

ЗХБ 130.34.00.000

1

Условный диаметр потайной обсадной колонны, мм

102

114

127

168

178

324

2

Внутренний диаметр промежуточной обсадной колонны, мм

148-152,4

152,4 – 165,1

168,3 – 178,5

251,9 – 235

215,9 – 222,3

405,6 – 431,8

3

Наружный диаметр, мм

134

148,4

158,9

210

212,8

384

4

Внутренний диаметр, мм

103,3

115,5

129

170,5

180

329

5

Длина, мм

120

120

120

140

154

230

6

Длина с кольцами, мм

184

200

200

220

254

330

7

Масса, кг

3,5

3,98

4,39

7,8

7,9

28,1

Таблица 1. Технические характеристики роликовых центраторов

Широкое распространение в настоящее время получила технология многостадийного ГРП, применяемая для повышения нефтеотдачи пластов и ускорения выхода на плановый режим добычи. В ЗАО «ОКБ Зенит» разработано и активно используется при проведении работ оборудование для выполнения многостадийного ГРП. Инициатором разработки и применения такого оборудования выступил один из заказчиков нашей компании – ОАО «Самотлорнефтегаз». Один из лидеров отечественной отрасли нефтедобычи ведет добычу на месторождениях, на которых наблюдается снижение уровня притока нефти. В связи с этим существует потребность использования технологий, повышающих эффективность нефтедобычи, например, многостадийный ГРП. ОАО «Самотлорнефтегаз» при внедрении данной технологии активно сотрудничал с нашей компанией, поставив задачи по разработке и выпуску необходимого оборудования для гидроразрыва пласта (рис. 4). Проведенные на месторождениях опытно-промышленные испытания показали хорошие результаты: быстрый выход на плановый дебит скважины и, как правило, на его превышение. Это явилось толчком к развитию данной технологии в ЗАО «ОКБ Зенит» и широкому ее применению как у «Самотлорнефтегаза», так и у других недропользователей в нефтегазовой отрасли. Начав работы с двухстадийного ГРП в 2012 году, к концу 2013-го специалисты нашей компании освоили выполнение работ по 8-10-стадийному ГРП на 1 скважине. К настоящему времени мы имеем опыт работ по многостадийному ГРП уже более чем на 150-ти скважинах различных заказчиков. Подобные результаты стали возможны благодаря совместной работе по решению стоящих перед заказчиком проблем. Именно такой подход повышения эффективности работ и технологического развития представляется наиболее результативным и полезным.

Рис. 4. Принципиальная схема хвостовика для проведения многостадийного ГРП.

Только в ходе совместного рассмотрения и разрешения проблем, возникающих при строительстве и ремонте скважин, можно достаточно быстро и успешно решать вопросы повышения эффективности отрасли, поступательного стратегического развития. Причем цепочку «Заказчик, как постановщик задач – Подрядчик, как разработчик и производитель продукции» очень полезно дополнить еще одним звеном – отраслевым проектным и научно-исследовательским институтом – носителем фундаментальных знаний и методологических подходов к решению проблем. Это одно из направлений, в совершенствовании организации опытно-конструкторских и исследовательских работ, которое реализует ЗАО «ОКБ Зенит.  

Заместитель директора по стратегическим проектам ЗАО «ОКБ Зенит»

А.А. Антоненко.

www.zenith.ru

способ работы скважинной струйной установки при ремонтно- изоляционных работах

Классы МПК:F04F5/02 когда индуцирующей текучей средой является струя жидкости F04F5/44 конструктивные элементы и принадлежности, не отнесенные к группам  5/02
Автор(ы):Хоминец Зиновий Дмитриевич (UA), Стенин В.П. (RU), Вайгель А.А. (RU)
Патентообладатель(и):ПЕТРОАЛЬЯНС СЕРВИСИС КОМПАНИ ЛИМИТЕД (CY),Хоминец Зиновий Дмитриевич (UA)
Приоритеты:

подача заявки:2001-07-31

публикация патента:10.10.2002

Изобретение относится к струйным установкам, используемым при проведении ремонтно-восстановительных и ремонтно-изоляционных работ в скважинах. Способ работы установки заключается в том, что предварительно устанавливают в скважине разбуриваемый пакер с проходным каналом и перекрывающим проходное сечение канала обратным клапаном. В скважину спускают колонну труб со струйным насосом и хвостовиком-стингером. Хвостовик-стингер устанавливают ниже корпуса и соединяют с разбуриваемым пакером. При этом открывают обратный клапан и сообщают подпакерное пространство с внутренней полостью колонны труб. На кабеле спускают во внутреннюю полость колонны труб каротажный прибор с подвижно размещенным выше него на кабеле герметизирующим узлом, устанавливаемым на посадочное место проходного канала корпуса насоса с обеспечением при этом возвратно-поступательного движения кабеля. По достижении прибором продуктивного пласта его устанавливают неподвижно. Насосом последовательно создают несколько значений депрессии на пласт длительностью, достаточной для стабилизации забойного давления и притока флюидов из пласта. Регистрируют в этом режиме с помощью прибора забойное давление и параметры пластового флюида, после этого проводят запись параметров физических полей при нескольких фиксированных значениях депрессии на пласт, перемещая при этом прибор вдоль скважины в подпакерной зоне. После исследований проводят интерпретацию полученных материалов, по результатам которой определяют источники обводнения и техническое состояние скважины. Извлекают из скважины прибор с герметизирующим узлом. Далее при необходимости проводят через насос геолого-технические мероприятия и снова повторяют весь цикл исследований с помощью каротажных приборов в режиме депрессии на пласт. Затем извлекают прибор вместе с герметизирующим узлом из скважины и сбрасывают во внутреннюю полость колонны труб блокирующую вставку. Вставку устанавливают в проходном канале корпуса насоса с перекрытием каналов подвода насоса и разобщением затрубного пространства колонны труб и ее внутреннего пространства. Приподнимают колонну труб, отсоединяя компоновку от пакера, с закрытием при этом обратного клапана и разобщением пространства скважины на над- и подпакерное. Закачивают в колонну труб тампонажный раствор. По достижении раствором нижней части хвостовика-стингера опускают колонну труб и соединяют последний с разбуриваемым пакером с открытием при этом обратного клапана. Затем закачивают раствор в подпакерное пространство и задавливают его в продуктивный пласт и извлекают колонну труб с насосом и хвостовиком-стингером из скважины. После затвердевания раствора разбуривают пакер и образовавшийся цементный мост. Проводят перфорацию пласта и спускают в скважину колонну труб с размещенными на ней снизу вверх хвостовиком с направляющей воронкой, пакером и насосом. Производят распакеровку пакера и повторно проводят весь цикл каротажных и гидродинамических исследований, по результатам которых принимают решение о запуске скважины в работу или проводят дополнительные работы по интенсификации дебита скважины. В результате достигается оптимизация операций по освоению скважины и повышение надежности проводимых ремонтно-изоляционных работ. 5 ил. Изобретение относится к области струйной техники, преимущественно к скважинным струйным установкам, используемым при проведении ремонтно-восстановительных и ремонтно-изоляционных работ в скважинах. Известен способ работы скважинной струйной установки, включающий спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб со струйным насосом, пакером и перфоратором, размещение перфоратора против продуктивного пласта и подрыв перфоратора с последующим прокачиванием жидкой рабочей среды через струйный насос (см. авторское свидетельство SU 1146416, опубл. 23.03.1985). Данный способ позволяет проводить перфорацию скважины при заданной величине депрессии и откачку из скважины различных добываемых сред, например нефти, с одновременной интенсификацией добычи среды из пласта, однако данный способ не позволяет проводить установку в скважине технологического оборудования ниже струйного насоса, а также производить замену последнего в процессе работы без распакеровки колонны насосно-компрессорных труб, что снижает эффективность проводимой работы по освоению скважины. Наиболее близким к изобретению по технической сущности и достигаемому результату является способ работы скважинной струйной установки, включающий спуск на колонне труб и установку над продуктивным пластом струйного насоса и пакера, спуск на кабеле в интервал продуктивного пласта излучателя и приемника-преобразователя физических полей, причем кабель пропущен через размещенный на нем герметизирующий узел, и создание депрессии на пласт с помощью струйного насоса (см. патент РФ 2129671 C1, МПК 6 F 04 F 5/02, 27.04.1999). Данный способ работы скважинной струйной установки позволяет проводить различные технологические операции в скважине ниже уровня размещения струйного насоса, в том числе путем создания перепада давления над и под герметизирующим узлом. Однако данный способ работы установки не дает возможности провести полный объем работ по исследованию и восстановлению скважины, что сужает область его использования. Задачей, на решение которой направлено настоящее изобретение, является оптимизация операций по освоению скважины и за счет этого повышение надежности проводимых ремонтно-изоляционных работ с помощью скважинной струйной установки. Указанная задача решается за счет того, что способ работы скважинной струйной установки при ремонтно-изоляционных работах заключается в том, что предварительно устанавливают в скважине над кровлей продуктивного пласта разбуриваемый пакер с выполненным в нем проходным каналом и перекрывающим проходное сечение последнего обратным клапаном, спускают в скважину колонну труб с последовательно размещенными на ней сверху вниз струйным насосом и хвостовиком-стингером, при этом струйный насос установлен в корпусе, в котором выполнен проходной канал с посадочным местом, а хвостовик-стингер установлен ниже корпуса и предназначен для безрезьбового соединения и разъединения с разбуриваемым пакером, далее соединяют хвостовик-стингер с разбуриваемым пакером, с открытием при этом обратного клапана и сообщением подпакерного пространства с внутренней полостью колонны труб, затем на каротажном кабеле спускают в скважину через внутреннюю полость колонны труб каротажный прибор с подвижно размещенным выше него на каротажном кабеле герметизирующим узлом, устанавливаемым на посадочное место проходного канала корпуса струйного насоса, с обеспечением при этом возвратно-поступательного движения каротажного кабеля как при работающем, так и при неработающем струйном насосе, после достижения каротажным прибором интервала продуктивного пласта устанавливают его неподвижно и путем подачи рабочей жидкости на сопло струйного насоса последовательно создают несколько значений депрессии на пласт длительностью, достаточной для стабилизации забойного давления и притока флюидов из пласта, регистрируют в этом режиме с помощью каротажного прибора забойное давление, параметры пластового флюида, после этого проводят запись параметров физических полей при нескольких фиксированных значениях депрессии на пласт, перемещая при этом каротажный прибор вдоль скважины в подпакерной зоне, а после выполнения программы исследований проводят интерпретацию полученных материалов, по результатам которой определяют источники обводнения и техническое состояние скважины, извлекают из скважины каротажный прибор с герметизирующим узлом, далее при необходимости проводят через струйный насос геолого-технические мероприятия по созданию необходимой гидродинамической связи пласта со скважиной: кислотные обработки, воздействие на пласт мгновенными циклическими депрессиями-репрессиями, перестрелы пласта, акустическое воздействие на прискважинную зону пласта в режиме депрессии и снова повторяют весь цикл исследований с помощью каротажных приборов в режиме депрессии на пласт, потом извлекают каротажный прибор вместе с герметизирующим узлом из скважины и сбрасывают во внутреннюю полость колонны труб блокирующую вставку со сквозным проходным каналом с установкой последней в проходном канале корпуса струйного насоса, перекрытием блокирующей вставкой каналов подвода активной и откачиваемой сред струйного насоса и разобщением таким образом затрубного пространства колонны труб и пространства внутри колонны труб, после чего приподнимают колонну труб, отсоединял компоновку от пакера, с закрытием при этом обратного клапана и разобщением за счет этого пространства скважины на над- и подпакерное, затем закачивают в колонну труб тампонажный раствор и при его достижении нижней части хвостовика-стингера снова опускают колонну труб и соединяют хвостовик-стингер с разбуриваемым пакером с открытием при этом обратного клапана, после чего закачивают тампонажный раствор в подпакерное пространство и задавливают его в продуктивный пласт, потом извлекают колонну труб со струйным насосом и хвостовиком-стингером из скважины и после расчетного времени затвердевания тампонажного раствора разбуривают пакер и цементный мост, образовавшийся в результате затвердевания тампонажного раствора, далее проводят перфорацию пласта в расчетном интервале глубин и спускают в скважину колонну труб с размещенными на ней снизу вверх хвостовиком с направляющей воронкой, пакером и струйным насосом, имеющим в корпусе проходной канал с посадочным местом, затем производят распакеровку пакера и проводят весь цикл каротажных и гидродинамических исследований, по результатам которых принимают решение о запуске скважины в работу или проводят дополнительные исследования или работы по интенсификации дебита скважины, а после этого осуществляют мероприятия по запуску скважины в работу. В ходе проведенного исследования было установлено, что выполнение технологических операций в скважине с помощью скважинной струйной установки в определенной последовательности с использованием вспомогательного оборудования позволяет значительно повысить надежность проводимых ремонтных работ в скважине. Установка в скважине разбуриваемого пакера с проходным каналом и обратным клапаном в совокупности с установкой над указанным пакером скважинной струйной установки позволило расширить возможности по разобщению пространства скважины. Представляется возможность разобщать не только надпакерное и подпакерное пространство, но затрубное пространство колонны труб и пространство внутри колонны труб, причем указанное разобщение можно проводить в различном сочетании, что позволило расширить возможности как по исследованию скважины, так и по ее ремонту. В единый технологический цикл были объединены такие, казалось бы, не взаимосвязанные работы, как создание различного вида депрессий и репрессий на пласт, подача в скважину тампонажного раствора, кислотная обработка скважины и проведение работ по перфорированию скважины. В результате была подобрана оптимальная технологическая цепочка операций по исследованию скважины после установки разбуриваемого пакера, которая включает регистрацию забойного давления и параметров пластового флюида при нескольких значениях депрессии на пласт, причем исследование проводят как при работающем, так и при не работающем струйном насосе, а каротажный прибор перемещают вдоль скважины. Далее на базе полученных данных проводятся строго определенные работы по гидродинамической связи продуктивного пласта со скважинной, которые могут включать кислотную обработку скважины, воздействие на пласт циклическими депрессиями-репрессиями, акустическое воздействие на пласт и перестрелы пласта (проведение работ по перфорации пласта с помощью подрыва пиротехнических устройств). Далее проводятся работы по переводу скважины в эксплуатационный режим, который включают подачу тампонажного раствора (преимущественно цементного раствора) в скважину, разбуривание затвердевшего тампонажного раствора и разбуриваемого пакера и проведение перфорации пласта. Далее представляется возможность установки в скважине скважинной струйной установки с пакером, который в дальнейшем может быть использован как при проведении дальнейших исследований скважины, так и при ее эксплуатации с установкой в скважине выше пакера насоса для принудительной добычи, например, нефти. Таким образом, описанная выше строго определенная последовательность действий с использованием описанного выше оборудования позволила создать надежный способ работы скважинной струйного установки при проведении в скважине ремонтно-изоляционных работ. На фиг.1 схематически представлена скважинная струйная установка в момент спуска колонны труб со струйным насосом и хвостовиком-стингером, на фиг.2 схематически представлена установка в момент спуска в скважины каротажного прибора после установки хвостовика-стингера в разбуриваемом пакере, на фиг.3 схематически представлена установка с установленной в струйном насоса блокирующей вставкой, на фиг. 4 схематически представлена установка в момент разбуривания цементного моста и разбуриваемого пакера и на фиг.5 схематически представлена установка после установки колонны труб со струйным насосом, пакером и хвостовиком с направляющей воронкой. Скважинная струйная установка для реализации описываемого способа ее работы содержит разбуриваемый пакер 1 с выполненным в нем проходным каналом 2 и перекрывающим проходное сечение последнего обратным клапаном 3 и колонну труб 4 с последовательно размещенными на ней сверху вниз струйным насосом 5 и хвостовиком-стингером 6. Струйный насос 5 с активным соплом 13 установлен в корпусе 7, в котором выполнен проходной канал 8 с посадочным местом 9. Хвостовик-стингер 6 установлен ниже корпуса 7 и предназначен для безрезьбового соединения и разъединения с разбуриваемым пакером 1. На каротажном кабеле 10 в скважину через внутреннюю полость колонны труб 4 может быть спущен каротажный прибор 11. На каротажном кабеле 10 подвижно размещен выше каротажного прибора 11 герметизирующий узел 12, который устанавливают на посадочное место 9 проходного канала 8 корпуса 7 струйного насоса 5 с обеспечением при этом возвратно-поступательного движения каротажного кабеля 10 как при работающем, так и при не работающем струйном насосе 5. Вместо герметизирующего узла 12 в проходном канале 8 на посадочном месте 9 может быть установлена блокирующая вставка 14 со сквозным проходным каналом 15 с перекрытием блокирующей вставкой 14 каналов подвода активной среды 16 и откачиваемой среды 17 струйного насоса 5 и разобщением таким образом затрубного пространства колонны труб 4 и пространства внутри колонны труб 4. С помощью долота 18 проводят разбуривание пакера 1 и цементного моста 22. После разбуривания на колонне труб 4 могут быть размещены снизу вверх хвостовик 19 с направляющей воронкой 23, пакер 20 и струйный насос 5, имеющий в корпусе 7 проходной канал 8 с посадочным местом 9. Способ работы скважинной струйной установки при ремонтно-изоляционных работах реализуется следующим образом. Сначала в скважине над кровлей продуктивного пласта 21 предварительно устанавливают разбуриваемый пакер 1 с выполненным в нем проходным каналом 2 и перекрывающим проходное сечение последнего обратным клапаном 3. Затем производят спуск в скважину колонны труб 4 с последовательно размещенными на ней сверху вниз струйным насосом 5 и хвостовиком-стингером 6. Далее соединяют хвостовик-стингер 6 с разбуриваемым пакером 1 с открытием при этом обратного клапана 3 и сообщением подпакерного пространства с внутренней полостью колонны труб 4. Затем на каротажном кабеле 10 спускают в скважину через внутреннюю полость колонны труб 4 каротажный прибор 11 с подвижно размещенным выше него на каротажном кабеле 10 герметизирующим узлом 12, устанавливаемым на посадочное место 9 проходного канала 8 корпуса 7 струйного насоса 5 с обеспечением при этом возвратно-поступательного движения каротажного кабеля 10 как при работающем, так и при не работающем струйном насосе 5. После достижения каротажным прибором 11 интервала продуктивного пласта 21 устанавливают его неподвижно и путем подачи рабочей жидкости на сопло 13 струйного насоса 5 последовательно создают несколько значений депрессии на пласт 21 длительностью, достаточной для стабилизации забойного давления и притока флюидов из пласта 21, регистрируют в этом режиме с помощью каротажного прибора 11 забойное давление и параметры пластового флюида. После этого проводят запись параметров физических полей при нескольких фиксированных значениях депрессии на пласт 21, перемещая при этом каротажный прибор 11 вдоль скважины в подпакерной зоне. После выполнения программы исследований проводят интерпретацию полученных материалов, по результатам которой определяют источники обводнения и техническое состояние скважины, извлекают из скважины каротажный прибор 11 с герметизирующим узлом 12. Далее при необходимости проводят через струйный насос 5 геолого-технические мероприятия по созданию необходимой гидродинамической связи пласта со скважиной: кислотные обработки, воздействие на пласт 21 мгновенными циклическими депрессиями-репрессиями, перестрелы пласта 21, акустическое воздействие на прискважинную зону пласта 21 в режиме депрессии и т.п. и снова повторяют весь цикл исследований с помощью каротажных приборов 11 в режиме депрессии на пласт 21. Далее извлекают каротажный прибор 11 вместе с герметизирующим узлом 12 из скважины и сбрасывают во внутреннюю полость колонны труб 4 блокирующую вставку 14 со сквозным проходным каналом 15 с установкой последней в проходном канале 8 корпуса 7 струйного насоса 5, перекрытием блокирующей вставкой 14 каналов 16, 17 подвода активной и откачиваемой сред струйного насоса 5 и разобщением таким образом затрубного пространства колонны труб 4 и пространства внутри колонны труб 4. После этого приподнимают колонну труб 4, отсоединяя хвостовик-стингер 6 от пакера 1, с закрытием при этом обратного клапана 3 и разобщением за счет этого пространства скважины на над- и подпакерное. Затем закачивают в колонну труб 4 тампонажный раствор (например, цементный раствор) и при его достижении нижней части хвостовика-стингера 6 снова опускают колонну труб 4 и соединяют хвостовик-стингер 6 с пакером 1 с открытием при этом обратного клапана 3. После этого закачивают тампонажный раствор в подпакерное пространство и задавливают его в продуктивный пласт 21. Потом извлекают колонну труб 4 со струйным насосом 5 и хвостовиком-стингером 6 из скважины и после расчетного времени затвердевания тампонажного раствора разбуривают долотом 18 пакер 1 и цементный мост 22, образовавшийся в результате затвердевания тампонажного раствора. Далее проводят перфорацию пласта 21 в расчетном интервале глубин и спускают в скважину колонну труб 4 с размещенными на ней снизу вверх хвостовиком 19 с направляющей воронкой 23, пакером 20 и струйным насосом 5, имеющим в корпусе 7 проходной канал 8 с посадочным местом 9. Затем производят распакеровку пакера 20 и повторно проводят весь цикл каротажных и гидродинамических исследований, по результатам которых принимают решение о запуске скважины в работу или дополнительных исследованиях по интенсификации дебита скважины и после этого осуществляют мероприятия по запуску скважины в работу. Настоящее изобретение может найти применение в нефтедобывающей промышленности при ремонтно-изоляционных, ремонтно-восстановительных работах, а также при испытании и освоении скважин в других отраслях промышленности, где производится добыча различных сред из скважин.

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

Способ работы скважинной струйной установки при ремонтно-изоляционных работах, заключающийся в том, что предварительно устанавливают в скважине над кровлей продуктивного пласта разбуриваемый пакер с выполненным в нем проходным каналом и перекрывающим проходное сечение последнего обратным клапаном, спускают в скважину колонну труб с последовательно размещенными на ней сверху вниз струйным насосом и хвостовиком-стингером, при этом струйный насос установлен в корпусе, в котором выполнен проходной канал с посадочным местом, а хвостовик-стингер установлен ниже корпуса и предназначен для безрезьбового соединения и разъединения с разбуриваемым пакером, далее соединяют хвостовик-стингер с разбуриваемым пакером с открытием при этом обратного клапана и сообщением подпакерного пространства с внутренней полостью колонны труб, затем на каротажном кабеле спускают в скважину через внутреннюю полость колонны труб каротажный прибор с подвижно размещенным выше него на каротажном кабеле герметизирующим узлом, устанавливаемым на посадочное место проходного канала корпуса струйного насоса, с обеспечением при этом возвратно-поступательного движения каротажного кабеля как при работающем, так и при неработающем струйном насосе, после достижения каротажным прибором интервала продуктивного пласта устанавливают его неподвижно и путем подачи рабочей жидкости на сопло струйного насоса последовательно создают несколько значений депрессии на пласт длительностью, достаточной для стабилизации забойного давления и притока флюидов из пласта, регистрируют в этом режиме с помощью каротажного прибора забойное давление, параметры пластового флюида, после этого проводят запись параметров физических полей при нескольких фиксированных значениях депрессии на пласт, перемещая при этом каротажный прибор вдоль скважины в подпакерной зоне, а после выполнения программы исследований проводят интерпретацию полученных материалов, по результатам которой определяют источники обводнения и техническое состояние скважины, извлекают из скважины каротажный прибор с герметизирующим узлом, далее, при необходимости, проводят через струйный насос геолого-технические мероприятия по созданию необходимой гидродинамической связи пласта со скважиной: кислотные обработки, воздействие на пласт мгновенными циклическими депрессиями-репрессиями, перестрелы пласта, акустическое воздействие на прискважинную зону пласта в режиме депрессии и снова повторяют весь цикл исследований с помощью каротажных приборов в режиме депрессии на пласт, далее извлекают каротажный прибор вместе с герметизирующим узлом из скважины и сбрасывают во внутреннюю полость колонны труб блокирующую вставку со сквозным проходным каналом с установкой последней в проходном канале корпуса струйного насоса, перекрытием блокирующей вставкой каналов подвода активной и откачиваемой сред струйного насоса и разобщением, таким образом, затрубного пространства колонны труб и пространства внутри колонны труб, после чего приподнимают колонну труб, отсоединяя компоновку от пакера, с закрытием при этом обратного клапана и разобщением за счет этого пространства скважины на над- и подпакерное, затем закачивают в колонну труб тампонажный раствор и при его достижении нижней части хвостовика-стингера снова опускают колонну труб и соединяют хвостовик-стингер с разбуриваемым пакером с открытием при этом обратного клапана, после чего закачивают тампонажный раствор в подпакерное пространство и задавливают его в продуктивный пласт, потом извлекают колонну труб со струйным насосом и хвостовиком-стингером из скважины и после расчетного времени затвердевания тампонажного раствора разбуривают пакер и цементный мост, образовавшийся в результате затвердевания тампонажного раствора, далее проводят перфорацию пласта в расчетном интервале глубин и спускают в скважину колонну труб с размещенными на ней снизу вверх хвостовиком с направляющей воронкой, пакером и струйным насосом, имеющим в корпусе проходной канал с посадочным местом, затем производят распакеровку пакера и повторно проводят весь цикл каротажных и гидродинамических исследований, по результатам которых принимают решение о запуске скважины в работу или проводят дополнительные работы по интенсификации дебита скважины.

www.freepatent.ru

Струйные насосные установки с поверхностным приводом

В этом случае силовой насос для закачки, а также оборудование для подготовки рабочего агента устанавливаются на поверхности. Погружной струйный насос спускается в скважину. Как уже отме­чалось, может использоваться однотрубная или двухтрубная схема. При однотрубной схеме в системе используется пакер, который разделяет не только всасывающий трубопровод от нагнетательно­го, но и указанные трубопроводы от затрубного пространства сква­жины. При такой компоновке погружного оборудования возмож­ны два варианта:

1. Рабочий агент под давлением от силового поверхностного насо­са подается к соплу струйного погружного насоса через затрубное пространство. Такая схема (прямая) наименее благо­приятна, так как высокое давление рабочего агента действует на внутреннюю стенку обсадной колонны, нередко приводя к нарушению герметичности обсадной колонны в резьбовых со­единениях.

2. Рабочий агент под давлением силового насоса подается через насосно-компрессорные трубы к соплу струйного насоса, а продукция скважины и рабочий агент поднимаются на повер­хность по затрубному пространству (обратная схема).

Рис. 46- Погружные оборудование струйной насосной установки: 1 — сопло; 2 — камера всасывания; 3 — камера смешения; 4 — диффузор; 5 — канал, связывающий всасывающую камеру и скважину; 6 — пакер  

На рис.46приведено погружное оборудование по обратной схеме. При эксплуатации струйных насосных установок одной из глав­ных задач является обеспечение надежного контроля за герметич­ностью основных элементов погружного оборудования. При любой схеме компоновки погружного оборудования имеются три смеж­ные полости с различными давлениями движущейся в них жидкости. При этом каждая из полостей гидравлически связана с погружным струйным насисом. Так, например, для однотрубной схе­мы с пакером по колонне насосно-компрессорных труб к струйному насосу движется рабочий агент высокого давле­ния, в подпакерном пространстве — инжектируемая жидкость низ­кого давления, в затрубном пространстве — выходящий из струй­ного насоса смешанный поток, давление в котором определяется весом столба газожидкостной смеси над струйным насосом и гидравлическими потерями.

Из сказанного следует, что одним из важ­ных условий нормальной эксплуатации струйной насосной уста­новки является герметичность элементов погружного оборудова­ния, образующих указанные каналы движения основных потоков в скважине. Поэтому контроль герметичности является основной операцией при запуске струйной насосной установки в работу.

Широко применяемые для добычи нефти установки погружных электрических центробежных насосов (УЭЦН) могут быть использованы в качестве силовых приводов струйных насосов (СН) при формировании так называемых тандемных установок «ЭЦН-СН».

При разработке принципиальных схем тандемных установок «ЭЦН-СН» исходят из следующих основных требований:

1. возможности увеличения отбора продукции из добывающих скважин;

2. максимального использования сепарирующегося на приеме ЭЦН свободного газа для подъема жидкости из скважины;

3. повышения КПД установки, в том числе и за счет исключения трубопровода для подачи рабочего агента (силовой жидкости);

4. упрощения конструкции установки со струйным насосом, по­вышения надежности ее работы и снижения металлоемкости (исключается вариант двухрядного подъемника или отпадает не­обходимость использования пакера, отпадает необходимость спе­циальной подготовки рабочего агента и обслуживания всего по­верхностного оборудования).

Кроме того, учитывая характеристики «напор—подача» как УЭЦН, так и струйных насосов, можно утверждать об автоматической на­стройке тандемной установки на наивысший КПД при изменении условий эксплуатации скважины, связанных с изменением пласто­вого давления, свойств продукции и продуктивности скважины. Указанным требованиям отвечает тандемная установка, принци­пиальная схема которой представлена на рис.47.Установка состо­ит из серийной установки ЭЦН 1 (погружной электродвигатель, протектор, многоступенчатый центробежный насос), струйного насоса 2, которые спущены в скважину на колонне насосно-компрессорных труб 3. Из схемы видно, что струйный насос установлен выше ЭЦН. Струйный насос состоит из сопла 4, приемной камеры 5 с обратным клапаном 6, камеры смешения 7 и диффузора 8.

Рис. 47-Тандемная установка

Тандемная установка работает следующим образом: продукция сква­жины, откачиваемая центробежным насосом, подается к соплу струйного насоса, в котором скорость жидкости возрастает, и ис­текающая из сопла струя попадает в приемную камеру, понижая в ней давление. При этом обратный клапан приемной камеры открывается, и дополнительная продукция скважины поступает в приемную камеру.

Следует помнить, что в данном случае и рабочая жидкость, и инжектируемая жидкость являются продукцией скважины. Смешиваясь в камере смешения, продукция скважины поступает в дуффузор, а затем – в колонну насосно-компрессорных труб и далее – на поверхность.

Рассмотренные тандемные установки существенно расширяют область применения погружного оборудования, а дополненные специальным оборудованием (например, газосеператорами) становятся энергосберегающими. Можно предполагать, что данный способ эксплуатации станет одним из главных при разработке шельфовых месторождений нефти.

Осн.: 1. [93-151], 5. 185-208],

Контрольные вопросы:

1. Какие способы эксплуатации существуют на шельфе?

2. В каких вариантах осуществляется механизированный способ добычи?

3. На чем основывается работа струйного насоса?

4. За счет чего происходит подъем добычи углеводородов при фонтанном способе добычи?

5. Принцип работы тандемной установки.

6. В каких случаях применяют винтовые насосы?

7. В чем преимущества использование погружного центробежного насоса по сравнению с штанговыми насосами?

Лекция № 15. Строительство морских трубопроводов.

Развитие добычи нефти и газа на многих морях привело к необходимости строительства подводных морских трубопроводов различного назначения.

Первые подводные трубопроводы на Каспий начали прокладывать с конца 40-х и начала 1950 годов. Незначительное удаление нефтепромысловых акваторий Каспия от берега, небольшие глубины моря и потребность в трубопроводах малого диаметра предопределили технику и технологию строительства трубопроводов .

Первые трубопроводы диаметром 63-114мм прокладывали методом протаскивания по дну моря с помощью буровой лебедки.

В дальнейшем стали применять метод укладки трубопровода с плавучих средств, с киржима. Последний из указанных методов применяют и в настоящее время для прокладки внутрипромысловых трубопроводов.

Начало строительства подводных магистральных трубопроводов связано с открытием газового месторождения Южное в 60-х годах. Для транспортирования газа с этого месторождения на сушу потребовалось строительство магистрального газопровода в условиях открытого моря. Удаленность района добычи газа от берега обусловила разработку новой технологией строительства трубопроводов, по которой заготовка километровых плетей, их антикоррозионная изоляция, балластировка, оснастка транспортными понтонами производятся на береговой монтажно-сварочной площадке. При благоприятной погоде километровые плети с монтажной площадки сбрасывают в море и на плаву транспортируют в район стройтельства, где вместе с понтонами затапливают по трассе (метод свободного погружения). Отдельные плети трубопровода стыкуют на 40-тонном крановом судне, специально оборудованном для этой цели.

Для транспортировки плетей на плаву институт «Гипроморнефтегаз» разработал специальные понтоны с замковым устройством для автоматического отсоединения понтонов от трубопровода с поверхности воды без участия водолазов.

К настоящему времени по указанной технологии построены сотни километров подводных трубопроводов диаметром до 500 мм на глубинах моря до 30 м.

Практика показала, что укладка подводных трубопроводов методом свободного погружения успешно может быть применена при их строительстве буксировкой плетей на расстояние до 50- 60 км при волнении моря до двух баллов включительно.

Классификация трубопроводных систем

По трубопроводным системам различных морских сооружений транспортируются десятки рабочих сред, необходимых для нормаль­ной эксплуатации этих сооружений и всевозможного оборудования В качестве материалов для изготовления трубопроводов в зависимо­сти от вида транспортируемых рабочих сред и их разрушающей ак­тивности применяют углеродистые и нержавеющие стали, чугун, медь и ее сплавы, алюминий и его сплавы, титан, стеклопластик и поли­этилен и другие материалы. Кроме труб трубопроводные системы включают различные трубопроводные элементы, судовую арматуру, приводы, механизмы, аппараты, цистерны, резервуары, приборы, сред­ства автоматики и другое оборудование.

В гражданском строительстве трубопроводные системы принято классифицировать по роду перекачиваемой рабочей среды и в зави­симости от этого различают водопроводы, нефтепроводы, газопрово­ды, аммиакопроводы и т. п.

После извлечения продукта из земли, он должен транспортироваться с моря на берег. Одновременно с монтажом добывающего оборудования, трубоукладочные баржи и бригады занимаются укладкой трубопровода для транспортировки нефти и газа от платформы до места назначения. (рис 48.

Рис.48-Трубоукладочная баржа  

Длина этих барж может доходить до 150 метров, а укладываемые ими трубы - до 1525 мм в диаметре. Трубы обычно поставляются длиной 12 метров, и могут быть покрыты бетоном для утяжеления. Трубы привариваются друг к другу вдоль линии сборки, проходящей по длине баржи. Вдоль этой линии расположен ряд сварочных постов, где работают высококвалифи­цированные сварщики на высокоэффективных сварочных машинах.

По мере перемещения каждой следующей трубы на сварочный участок, она становится частью трубопровода, который проходит через корму баржи ко дну моря, и, наконец, к терминалу, находящемуся на расстоянии в несколько сотен миль. Со сварочного участка трубопровод перемещается на участок рентгеноскопии, где каждый новый сварной шов проверяется на наличие дефектов в соединении. Если дефектов не обнаружено, сварной шов покрывается антикоррозийной изоляцией.

По мере увеличения длины трубопровода баржа переме­шается вперед, каждый раз на несколько метров. После каждого перемещения баржи новый участок трубопровода, приваренный, подвергнутый рентгеноскопии и заизолированный, спускается с кормы в воду, вниз по наклонной площадке, называемой стингером. Стингер поддерживает трубу до некоторого расстояния под водой и направляет ее под небольшим углом на морское дно.

По мере движения трубоукладочной баржи, она тянет за собой плуг, который роет траншею на морском дне. Трубопровод укладываетсяв траншею, где он будет защищен от повреждения путем естественной замывки или засыпки. Морские течения перемещают песок, вырывае­мый плугом, обратно в тран­шею, покрывая трубопровод.

В процессе укладки труб водолазы постоянно инспектиру­ют стингер и трубопровод. Они следят за отсутствием препят­ствий на морском дне, правильной укладкой трубопровода и надлежащим положением стингера.

Затем, после заверше­ния прокладки трубопровода к платформе, водолазы подсое­диняют его к стояку, участку трубопровода, который поднимается с морского дна к палубе и крепится к конструкции.

До эксплуатации трубо­провода он должен быть спрессован и проверен на плотность. Аналогично, все оборудование на палубе, трубопровод и проводка, клапаны и переключатели, насосы и системы, извлекаю­щие сырую нефть из земли, очищающие ее и проталкива­ющие ее в сторону берега, должны быть многократно испытаны, чтобы убедиться в безотказной работе и отсутствии опасности для человека или окружающей среды.

Позже укладка глубоководных трубопроводов была выполнена по новой технологии, сущность которой заключается в том, что для регулирования напряжения в трубопроводе в процессе его погружения на дно моря были применены разгружающие понтоны взамен направляющего устройства- стингера. Это позволило значительно уменьшить изгиб трубопровода и тем самым обеспечить безаварийную его укладку в жестких гидрометеорологических условиях.

Трубопроводы могут быть проложены в различные места. Одни ведут к морским сборочным станциям, где нефть и газ подвергаются дальнейшему разделению, направляются обратно в трубопровод и к берегу для дополнительной переработки.

Другие трубопроводы заканчиваются на берегу в больших нефтебазах, где жидкие углеводороды хранятся для последующего распределения по нефтеперерабатывающим заводам. Углеводороды могут транспор­тироваться по подземному трубопроводу прямо на нефтеперерабатывающий завод, или к морскому терминалу для погрузки на танкеры, напра­вляющиеся в другие части света.

Несколько танкеров могут загружаться и разгружаться с многопричального терминала, или один танкер может загружаться и разгружаться в системе с заякориванием буя.

Многопричальные терминалы находятся в зонах, укрытых от суровой погоды. Они погружают или разгружают нефтепродукты с помощью гигантских стрел, спроектированных с целью компенсации перемещения судна, вызванного приливами и отливами или меняющейся нагрузкой.

При системе с заякориванием буя танкер соединяется шлангами крупного диаметра с шарнирным соединением. Свободное перемещение соединения обеспечивает возможность загрузки нефти независимо от перемещения судна вследствие течений и волн.

С танкеров или береговых нефтебаз, сырая нефть и природный газ поступают на береговой завод, где они перерабатываются в продукты для нефтяной, газовой и химической промышленности. На этих заводах углеводороды становятся ингредиентами для многочисленных продуктов, с которыми мы ежедневно сопри­касаемся. Они превращаются в бензин и моторное масло, в синтетические ткани и пластмассы, в асфальт и другие промышленные продукты, и в топливо для промышленности и наших домов.

Осн.: 1. [263-269], 5. [469-473]

Контрольные вопросы:

1. Как впервые прокладывали трубопроводы?

2. Что производятся на береговой монтажно-сварочной площадке ?

4. Что используют для укладки трубопроводов?

5. Что такое стингер и для чего он служит?.

6. Каковы требования к изготовлениям трубопроводов?

7.Какие новые технологии были выполнены для регулирования напряжения в трубопроводе?

studopedia.su

Все о нефти

В этой статье хотелось бы вкратце пробежаться по теме нефтяных скважин. Разберемся с вопросами: Что такое скважина? Какие они бывают в нефтяной промышленности? Разберем типовую конструкцию скважин, категории скважин по назначению и т.п. Профессионалы-нефтяники могут эту статью благополучно пропустить, так как ничего нового вы здесь не найдете. А вот тем, кто еще не очень хорошо разбирается в нефтяных скважинах, статья может оказаться весьма полезной.

Ну что ж, с введением закончили, теперь давайте перейдем напосредственно к скважинам. Начнем с элементарного вопроса:

Что такое скважина?

Скважина - это цилиндрическая горная выработка, у которой длина ствола гораздо больше, чем ее диаметр.

Какие еще признаки делают скважину скважиной? Мы знаем, что есть такие сооружения как колодцы, шахты. В эти сооружения человек может попасть. В скважину - нет. Таким образом, скважина – это горная выработка без доступа в нее человека. В некоторых книгах еще дают дополнительное условие: с диаметром ствола не более 0,75 м. Но это, как говорят американцы, optional.

Верхняя часть скважины называется устье, нижняя – забой. Стенки скважины – это ствол скважины.

Мы привыкли говорить, что скважины бурят. На самом же деле скважины строят. Скважины - это сложные капитальные сооружения. Их, кстати говоря, относят к основным средствам предприятия, а затраты на бурение скважин и их обустройство - к капитальным вложениям.

Конструкция скважины

При проектировании конструкции нефтяной скважины исходят из следующих основных требований:

  • конструкция скважины должна обеспечивать свободный доступ к забою глубинного оборудования и геофизических приборов;
  • конструкция скважины должна предотвращать обрушение стенок скважины;
  • конструкция скважины должна обеспечивать надежное разобщение всех пластов друг от друга, то есть она должна предотвращать перетекание флюидов из одного пласта в другой;
  • кроме того, она должна обеспечивать возможность герметизации устья скважины при необходимости.

Давайте разберем, как строят скважины и какова их типовая конструкция на примере нефтяных скважин, которые бурят на месторождениях Удмуртии.

Сначала бурят ствол большого диаметра глубиной порядка 30 метров. Спускают металлическую трубу диаметром 324 мм, которая называется направление, и цементируют пространство между стенками трубы и стенками горной породы. Направление нам необходимо для того, чтобы верхний слой почвы не размывался при дальнейшем бурении. Далее продолжают бурение ствола меньшим диаметром до глубины примерно 500-800 м. Снова спускают колонну труб диаметром 168 мм и также цементируют пространство между колонной труб и стенками породы по всей длине. Это у нас кондуктор. Далее бурение возобновляют и бурят скважину уже до целевой глубины. Снова спускают колонну труб диаметром 146 мм, которая называется эксплуатационной колонной. Пространство между стенками труб и горной породой опять же цементируется от забоя скважины и вплоть до устья.

Зачем нам нужен кондуктор? До глубины порядка 500 метров расположена зона пресных вод с активным водообменном. Ниже глубины 500 м (глубина может быть различна для разных регионов) идет зона затрудненного водообмена с солеными водами, а также другими флюидами (нефтью, газами). Кондуктор нам необходим в качестве дополнительной защиты, предотвращающей возможность засолонения пресных вод и попадания в них вредных веществ с нижележащих пластов.

Между кондуктором и эксплуатационной колонной в некоторых случаях (например, при большой глубине скважины) спускают промежуточную (техническую) колонну.

Типы скважин

В зависимости от геологических условий нефтяного месторождения бурят различные типы скважин. Нефтяная скважина может быть пробурена как:

  • вертикальная;
  • наклонно-направленная;
  • горизонтальная;
  • многоствольная или многозабойная

Вертикальная скважина – это скважина, у которой угол отклонения ствола от вертикали не превышает 5°.

Если угол отклонения от вертикали больше 5°, то это уже наклонно-направленная скважина.

Горизонтальной скважиной (или горизонтальным стволом скважины) называют скважину, у которой угол отклонения ствола от вертикали составляет 80-90°. Но здесь есть один нюанс. Так как «в природе нет прямых линий» и продуктивные нефтенасыщенные пласты залегают в недрах земли, как правило, с некоторым наклоном, а часто с довольно крутым наклоном, то на практике получается, что нет никакого смысла бурить горизонтальную скважину под углом приблизительно равным 90°. Логичнее пробурить ствол скважины вдоль пласта по наиболее оптимальной траектории. Поэтому в более широком смысле, под горизонтальной скважиной понимают скважину, имеющую протяженную фильтровую зону - ствол, пробуренный преимущественно вдоль напластования целевого пласта в определенном азимутальном направлении.

Скважины с двумя и более стволами называют многоствольными (многозабойными).

вертикальнаянаклонно-направленнаягоризонтальнаямногоствольная

Чем отличается многоствольная скважина от многозабойной?

Многоствольные скважины, также как и многозабойные, имеют основной ствол и один или несколько дополнительных. Ключевым отличием является расположение точки разветвления стволов. Если точка находится выше продуктивного горизонта, на который пробурена скважина, то скважину называют многоствольной (МСС). Если же точка разветвления стволов находится в пределах продуктивного горизонта, то скважину называют многозабойной (МЗС).

Другими словами, если основной ствол скважины пробурен вплоть до продуктивного горизонта и уже в самом продуктивном горизонте из него пробурен один или несколько дополнительных стволов, то это многозабойная скважина (МЗС). В этом случае скважина пересекает верхнюю границу продуктивного горизонта только в одной точке.

Если же дополнительные стволы скважины забурены из основного ствола выше продуктивного горизонта и, таким образом, скважина имеет больше одной точки пересечения с продуктивным горизонтом или, как вариант, дополнительные стволы пробурены на разные горизонты, то это многоствольная скважина (МСС).

Многоствольная скважина (МСС)Многозабойная скважина (МЗС)

Категории скважин

По своему назначению скважины подразделяются на следующие категории:

  • поисковые;
  • разведочные;
  • эксплуатационные.

Поисковые скважины – это скважины, которые бурят с целью поиска новых залежей (месторождений) нефти и газа.

Разведочные скважины бурят на площадях с уже установленной нефтегазоносностью для уточнения запасов нефти и газа, а также для сбора и уточнения исходных данных, необходимых для составления проекта (технологической схемы) разработки месторождения.

При проектировании и разработке нефтяных месторождений выделяются следующие группы эксплуатационных скважин:

  • основной фонд добывающих и нагнетательных скважин;
  • резервный фонд скважин;
  • контрольные (наблюдательные и пьезометрические) скважины;
  • оценочные скважины;
  • специальные (водозаборные, поглощающие и др.) скважины;
  • скважины-дублеры.

Добывающие (нефтяные и газовые) скважины предназначены для извлечения из залежи нефти, нефтяного и природного газа, газоконденсата и других сопутствующих компонентов. В зависимости от способа подъема жидкости добывающие скважины подразделяются на фонтанные, газлифтные и насосные.

Нагнетательные скважины предназначены для воздействия на продуктивные пласты путем нагнетания в них воды, газа, пара и других рабочих агентов. В соответствии с принятой системой воздействия нагнетательные скважины могут быть законтурными, приконтурными и внутриконтурными. В процессе разработки в число нагнетательных скважин в целях переноса нагнетания, создания дополнительных и развития существующих линий разрезания, организации очагового заводнения могут переводиться добывающие скважины.

Часть нагнетательных скважин может временно использоваться в качестве добывающих.

Резервный фонд скважин предусматривается с целью вовлечения в разработку отдельных линз, зон выклинивания и застойных зон, которые не вовлекаются в разработку скважинами основного фонда в пределах контура их размещения. Количество резервных скважин обосновывается в проектных документах с учетом характера и степени неоднородности продуктивных пластов (их прерывистости), плотности сетки скважин основного фонда и т. д.

Контрольные (наблюдательные и пьезометрические) скважины предназначаются:

  • наблюдательные - для периодического наблюдения за изменением положения водонефтяного, газонефтяного и газоводяного контактов, за изменением нефтеводогазонасыщенности пласта в процессе разработки залежи;
  • пьезометрические - для систематического измерения пластового давления в законтурной области, в газовой шапке и в нефтяной зоне пласта. Количество и местоположение контрольных скважин определяется в проектных документах на разработку.

Оценочные скважины бурятся на разрабатываемых или подготавливаемых к пробной эксплуатации месторождениях (залежах) с целью уточнения параметров и режима работы пластов, выявления и уточнения границ обособленных продуктивных полей, оценки выработки запасов нефти отдельных участков залежи в пределах контура запасов категории А+В+С1.

Специальные скважины предназначаются для добычи технической воды, сброса промысловых вод, подземного хранения газа, ликвидации открытых фонтанов. К специальным относятся водозаборные, поглощающие скважины:

  • водозаборные скважины предназначаются для водоснабжения при бурении скважин, а также систем поддержания пластового давления в процессе разработки.
  • поглощающие скважины предназначены для закачки промысловых вод с разрабатываемых месторождений в поглощающие пласты.

Скважины-дублеры предусматриваются для замены фактически ликвидированных из-за старения (физического износа) или по техническим причинам (в результате аварий при эксплуатации) добывающих и нагнетательных скважин.

Читайте также:

Категории скважин в процессе геолого-разведочных работ

Древовидные скважины

10 самых длинных скважин в мире

Многоствольные скважины: развитие технологии

Международная классификация многоствольных скважин TAML

Бурение скважин в Индии (прикольные фото)

vseonefti.ru

СКВАЖИННАЯ СТРУЙНАЯ УСТАНОВКА

 |   | 

СКВАЖИННАЯ СТРУЙНАЯ УСТАНОВКА

СКВАЖИННАЯ СТРУЙНАЯ УСТАНОВКА

Патент Российской Федерации

Суть изобретения: Изобретение относится к струйным установкам, используемым при проведении ремонтно-восстановительных и ремонтно-изоляционных работ в скважинах. Скважинная струйная установка содержит установленные на колонне насосно-компрессорных труб пакер и струйный насос с активным соплом, камерой смешения и проходным каналом с посадочным местом для установки герметизирующего узла. Установка снабжена излучателем и приемником-преобразователем физических полей, установленным на каротажном кабеле, пропущенном через осевой канал герметизирующего узла. Входы каналов подвода откачиваемой среды и жидкой рабочей среды в активное сопло насоса сообщены с внутренней полостью колонны насосно-компрессорных труб соответственно ниже и выше герметизирующего узла. Установка снабжена хвостовиком-стингером, предназначенным для безрезьбового соединения и разъединения с предварительно установленным в скважине разбуриваемым пакером. Пакер имеет проходной канал и перекрывающий проходное сечение последнего обратный клапан, открывающийся в сторону продуктивного пласта. Пакер выполнен с центральным каналом и размещенным ниже пакера хвостовиком с направляющей воронкой и установлен с возможностью его замены хвостовиком-стингером. Внутренний диаметр хвостовика-стингера и внутренний диаметр хвостовика с направляющей воронкой на менее чем на 1 мм больше диаметра излучателя и приемника-преобразователя. Герметизирующий узел установлен с возможностью его замены другими функциональными вставками. Излучатель и приемник-преобразователь выполнены с возможностью их замены на другие глубинные приборы. В результате достигается повышение надежности проводимых ремонтно-изоляционных работ, расширение возможностей установки и оптимизация операций, проводимых в скважине. 5 ил.

Поиск по сайту

1. С помощью поисковых систем

2. Экспресс-поиск по номеру патента

введите номер патента (7 цифр)

3. По номеру патента и году публикации

2000000 ... 2099999   (1994-1997 гг.)

2100000 ... 2199999   (1997-2003 гг.)
Номер патента: 2190782
Класс(ы) патента: F04F5/02, F04F5/44
Номер заявки: 2001124749/06
Дата подачи заявки: 11.09.2001
Дата публикации: 10.10.2002
Заявитель(и): Хоминец Зиновий Дмитриевич (UA)
Автор(ы): Хоминец Зиновий Дмитриевич (UA); Стенин В.П. (RU); Вайгель А.А. (RU)
Патентообладатель(и): ПЕТРОАЛЬЯНС СЕРВИСИС КОМПАНИ ЛИМИТЕД (CY); Хоминец Зиновий Дмитриевич (UA)
Описание изобретения: Изобретение относится к области струйной техники, преимущественно к скважинным струйным установкам, используемым при проведении ремонтно-восстановительных и ремонтно-изоляционных работ в скважинах.Известна скважинная струйная установка, содержащая колонну насосно-компрессорных труб со струйным насосом, пакером и перфоратором, при этом последний размещен ниже струйного насоса против продуктивного пласта (см. авторское свидетельство SU 1146416, МПК4 Е 21 В 43/116, опубл. 23.03.1985).Данная установка позволяет проводить перфорацию скважины при заданной величине депрессии и откачку из скважины различных добываемых сред, например нефти, с одновременной интенсификацией добычи среды из пласта, однако данный способ не позволяет проводить установку в скважине технологического оборудования ниже струйного насоса, а также производить замену последнего в процессе работы без распакеровки колонны насосно-компрессорных труб, что снижает эффективность проводимой работы по освоению скважины.Наиболее близким к изобретению по технической сущности и достигаемому результату является скважинная струйная установка, содержащая установленные на колонне насосно-компрессорных труб пакер и струйный насос с активным соплом, камерой смешения и проходным каналом с посадочным местом для установки герметизирующего узла, при этом установка снабжена излучателем и приемником-преобразователем физических полей, размещенным в подпакерной зоне со стороны входа в струйный насос откачиваемой из скважины среды и установленным на каротажном кабеле, пропущенном через осевой канал герметизирующего узла, выход струйного насоса сообщен с пространством, окружающим колонну насосно-компрессорных труб, вход канала подвода откачиваемой среды струйного насоса сообщен с внутренней полостью колонны насосно-компрессорных труб ниже герметизирующего узла, а вход канала подвода жидкой рабочей среды в активное сопло сообщено с внутренней полостью колонны насосно-компрессорных труб выше герметизирующего узла (см. патент РФ 2059891 С1, МПК6 F 04 F 5/02, 10.05.1996).Данная скважинная струйная установка позволяет проводить различные технологические операции в скважине ниже уровня размещения струйного насоса, в том числе путем создания перепада давления над и под герметизирующим узлом.Однако данная установка не дает возможности провести полный объем работ по исследованию и восстановлению скважины, что сужает область ее использования.Задачей, на решение которой направлено настоящее изобретение, является повышение надежности проводимых ремонтно-изоляционных работ с помощью скважинной струйной установки за счет расширения возможностей установки и оптимизации операций, проводимых в скважине.Указанная задача решается за счет того, что скважинная струйная установка содержит установленные на колонне насосно-компрессорных труб пакер и струйный насос с активным соплом, камерой смешения и проходным каналом с посадочным местом для установки герметизирующего узла, при этом установка снабжена излучателем и приемником-преобразователем физических полей, размещенным в подпакерной зоне со стороны входа в струйный насос откачиваемой из скважины среды и установленным на каротажном кабеле, пропущенном через осевой канал герметизирующего узла, выход струйного насоса сообщен с пространством, окружающим колонну насосно-компрессорных труб, вход канала подвода откачиваемой среды струйного насоса сообщен с внутренней полостью колонны насосно-компрессорных труб ниже герметизирующего узла, а вход канала подвода жидкой рабочей среды в активное сопло сообщено с внутренней полостью колонны насосно-компрессорных труб выше герметизирующего узла, при этом установка снабжена хвостовиком-стингером, предназначенным для безрезьбового соединения и разъединения с предварительно установленным в скважине разбуриваемым пакером, выполненным с проходным каналом и перекрывающим проходное сечение последнего обратным клапаном с возможностью открытия последнего в сторону продуктивного пласта, а пакер выполнен с центральным каналом и размещенным ниже пакера хвостовиком с направляющей воронкой и установлен с возможностью его замены хвостовиком-стингером, при этом внутренний диаметр хвостовика-стингера и внутренний диаметр хвостовика с направляющей воронкой на менее чем на 1 мм больше диаметра излучателя и приемника-преобразователя физических полей, герметизирующий узел установлен с возможностью его замены другими функциональными вставками: блокирующей, опрессовочной, депрессионной и вставкой для записи кривых восстановления пластового давления с автономными глубинными приборами, а излучатель и приемник-преобразователь физических полей выполнен с возможностью его замены на другие глубинные приборы, например перфоратор или прибор для акустического воздействия на продуктивный пласт.В ходе проведенного исследования было установлено, что выполнение технологических операций в скважине с помощью скважинной струйной установки в определенной последовательности с использованием вспомогательного оборудования позволяет значительно повысить надежность проводимых ремонтных работ в скважине. Установка в скважине разбуриваемого пакера с проходным каналом и обратным клапаном в совокупности с установкой над указанным пакером скважинной струйной установки позволило расширить возможности по разобщению пространства скважины. Представляется возможность разобщать не только надпакерное и подпакерное пространство, но затрубное пространство колонны труб и пространство внутри колонны труб, причем указанное разобщение можно проводить в различном сочетании, что позволило расширить возможности как по исследованию скважины, так и по ее ремонту. Описываемая скважинная струйная установка позволила объединить в единый технологический цикл такие, казалось бы не взаимосвязанные работы, как создание различного вида депрессий и репрессий на пласт, подачу в скважину тампонажного раствора, кислотную обработку скважины и проведение работ по перфорированию скважины. В результате установка позволила подобрать оптимальную технологическую цепочку операций по исследованию скважины после установки разбуриваемого пакера, которая включает регистрацию забойного давления и параметров пластового флюида при нескольких значениях депрессии на пласт, причем исследование проводят как при работающем, так и при не работающем струйном насосе, а каротажный прибор - излучатель и приемник-преобразователь физических полей перемещают вдоль скважины. Далее на базе полученных данных представляется возможность проводить строго определенные работы по улучшению гидродинамической связи продуктивного пласта со скважинной, которые могут включать кислотную обработку скважины, воздействие на пласт циклическими депрессиями-репрессиями, акустическое воздействие на пласт и перестрелы пласта (проведение работ по перфорации пласта с помощью подрыва пиротехнических устройств). Далее представляется возможность проводить работы по переводу скважины в эксплуатационный режим, которые включают подачу тампонажного раствора (преимущественно цементного раствора) в скважину, разбуривание затвердевшего тампонажного раствора и разбуриваемого пакера и проведение перфорации пласта. Далее можно провести размещение в скважине скважинной струйной установки с пакером и хвостовиком с направляющей воронкой, который в дальнейшем может быть использован как при проведении дальнейших исследований скважины и работ, связанных с повышением ее продуктивности, так и при ее эксплуатации с установкой в скважине выше пакера насоса для принудительной добычи, например, нефти. Выполнение внутреннего диаметра хвостовика-стингера и внутреннего диаметра хвостовика с направляющей воронкой не менее чем на 1 мм больше диаметра излучателя и приемника-преобразователя физических полей позволяет снизить вероятность застревания в указанных выше хвостовиках каротажных и других приборов, спускаемых в зону продуктивного пласта, что повышает надежность работы установки.Таким образом, описанная выше установка позволяет провести определенную последовательность действий и создать надежный способ работы скважинной струйной установки при проведении в скважине ремонтно-изоляционных работ.На фиг. 1 схематически представлена скважинная струйная установки в момент спуска колонны насосно-компрессорных труб со струйным насосом и хвостовиком-стингером; на фиг. 2 схематически представлена установка в момент спуска в скважины каротажного прибора после установки хвостовика-стингера в разбуриваемом пакере; на фиг. 3 схематически представлена установка с установленной в струйном насосе блокирующей вставкой; на фиг. 4 схематически представлена установка в момент разбуривания цементного моста и разбуриваемого пакера и на фиг. 5 схематически представлена установка после установки колонны насосно-компрессорных труб со струйным насосом, пакером и хвостовиком с направляющей воронкой.

Скважинная струйная установка содержит установленный предварительно в скважине над продуктивным пластом 21 разбуриваемый пакер 1 с выполненным в нем проходным каналом 2 и перекрывающим проходное сечение последнего обратным клапаном 3 с возможностью открытия последнего в сторону продуктивного пласта и колонну насосно-компрессорных труб 4 с последовательно размещенными на ней сверху вниз струйным насосом 5 и хвостовиком-стингером 6. Струйный насос 5 с активным соплом 13 снабжен корпусом 7, в котором выполнен проходной канал 8 с посадочным местом 9. Выход струйного насоса 5 сообщен с пространством, окружающим колонну труб 4, вход канала подвода откачиваемой среды 17 струйного насоса 5 сообщен с внутренней полостью колонны насосно-компрессорных труб 4 ниже герметизирующего узла 12, а вход канала подвода жидкой рабочей среды 16 в активное сопло 13 сообщен с внутренней полостью колонны насосно-компрессорных труб 4 выше герметизирующего узла 12. Хвостовик-стингер 6 установлен ниже корпуса 7 струйного насоса 5 и предназначен для безрезьбового соединения и разъединения с разбуриваемым пакером 1. На каротажном кабеле 10 (вместо каротажного кабеля может быть использована проволока), пропущенном через осевой канал 24 герметизирующего узла 12, в скважину может быть спущен каротажный прибор 11 - излучатель и приемник-преобразователь физических полей. Герметизирующий узел 12 устанавливают на посадочное место 9 проходного канала 8 корпуса 7 струйного насоса 5 с обеспечением при этом возвратно-поступательного движения каротажного кабеля 10 как при работающем, так и при не работающем струйном насосе 5. Вместо герметизирующего узла 12 в проходном канале 8 на посадочном месте 9 может быть установлена блокирующая вставка 14 со сквозным проходным каналом 15 с перекрытием блокирующей вставкой 14 каналов подвода жидкой рабочей среды 16 и откачиваемой среды 17 струйного насоса 5 и разобщением, таким образом, затрубного пространства колонны насосно-компрессорных труб 4 и пространства внутри колонны насосно-компрессорных труб 4. С помощью долота 18 проводят разбуривание пакера 1 и цементного моста 22. После разбуривания на колонне насосно-компрессорных труб 4 могут быть размещены снизу вверх хвостовик 19 с направляющей воронкой 23, пакер 20 с центральным каналом и струйный насос 5, имеющий в корпусе 7 проходной канал 8 с посадочным местом 9. Внутренний диаметр D1 хвостовика-стингера 6 и внутренний диаметр D2 хвостовика 19 с направляющей воронкой 23 на менее чем на 1 мм больше диаметра D3 излучателя и приемника-преобразователя физических полей 11.

Способ работы скважинной струйной установки при ремонтно-изоляционных работах реализуется следующим образом. Сначала в скважине над кровлей продуктивного пласта 21 предварительно устанавливают разбуриваемый пакер 1 с выполненным в нем проходным каналом 2 и перекрывающим проходное сечение последнего обратным клапаном 3. Затем производят спуск в скважину колонны труб 4 с последовательно размещенными на ней сверху вниз струйным насосом 5 и хвостовиком-стингером 6. Далее соединяют хвостовик-стингер 6 с разбуриваемым пакером 1 с открытием при этом обратного клапана 3 и сообщением подпакерного пространства с внутренней полостью колонны насосно-компрессорных труб 4. Затем на каротажном кабеле 10 спускают в скважину через внутреннюю полость колонны насосно-компрессорных труб 4 каротажный прибор 11 с подвижно размещенным выше него на каротажном кабеле 10 герметизирующим узлом 12, устанавливаемым на посадочное место 9 проходного канала 8 корпуса 7 струйного насоса 5 с обеспечением при этом возвратно-поступательного движения каротажного кабеля 10 как при работающем, так и при не работающем струйном насосе 5. После достижения каротажным прибором 11 интервала продуктивного пласта 21 устанавливают его неподвижно и путем подачи рабочей жидкости на сопло 13 струйного насоса 5 последовательно создают несколько значений депрессии на пласт 21 длительностью, достаточной для стабилизации забойного давления и притока флюидов из пласта 21, регистрируют в этом режиме с помощью каротажного прибора 11 забойное давление и параметры пластового флюида. После этого проводят запись параметров физических полей при нескольких фиксированных значениях депрессии на пласт 21, перемещая при этом каротажный прибор 11 вдоль скважины в подпакерной зоне. После выполнения программы исследований проводят интерпретацию полученных материалов, по результатам которой определяют источники обводнения и техническое состояние скважины, извлекают из скважины каротажный прибор 11 с герметизирующим узлом 12. Далее, при необходимости, проводят через струйный насос 5 геолого-технические мероприятия по созданию необходимой гидродинамической связи пласта со скважиной: кислотные обработки, воздействие на пласт 21 мгновенными циклическими депрессиями-репрессиями, перестрелы пласта 21, акустическое воздействие на прискважинную зону пласта 21 в режиме депрессии и т.п. и снова повторяют весь цикл исследований с помощью каротажных приборов 11 в режиме депрессии на пласт 21. Далее извлекают каротажный прибор 11 вместе с герметизирующим узлом 12 из скважины и сбрасывают во внутреннюю полость колонны труб 4 блокирующую вставку 14 со сквозным проходным каналом 15 с установкой последней в проходном канале 8 корпуса 7 струйного насоса 5, перекрытием блокирующей вставкой 14 каналов 16, 17 подвода жидкой рабочей (активной) и откачиваемой сред струйного насоса 5 и разобщением таким образом затрубного пространства колонны насосно-компрессорных труб 4 и пространства внутри колонны насосно-компрессорных труб 4. После этого приподнимают колонну насосно-компрессорных труб 4, отсоединяя хвостовик-стингер 6 от пакера 1, с закрытием при этом обратного клапана 3 и разобщением, за счет этого, пространства скважины на над- и подпакерное. Затем закачивают в колонну труб 4 тампонажный раствор (например, цементный раствор) и при его достижении нижней части хвостовика-стингера 6 снова опускают колонну труб 4 и соединяют хвостовик-стингер 6 с пакером 1 с открытием при этом обратного клапана 3. После этого закачивают тампонажный раствор в подпакерное пространство и задавливают его в продуктивный пласт 21. Потом извлекают колонну труб 4 со струйным насосом 5 и хвостовиком-стингером 6 из скважины и после расчетного времени затвердевания тампонажного раствора разбуривают долотом 18 пакер 1 и цементный мост 22, образовавшийся в результате затвердевания тампонажного раствора. Далее проводят перфорацию пласта 21 в расчетном интервале глубин и спускают в скважину колонну труб 4 с размещенными на ней снизу вверх хвостовиком 19 с направляющей воронкой 23, пакером 20 и струйным насосом 5, имеющим в корпусе 7 проходной канал 8 с посадочным местом 9. Затем производят распакеровку пакера 20 и проводят весь цикл каротажных и гидродинамических исследований, по результатам которых принимают решение о запуске скважины в работу или проведении дополнительных работ по интенсификации дебита скважины и после этого осуществляют мероприятия по запуску скважины в работу.

Настоящее изобретение может найти применение в нефтедобывающей промышленности при ремонтно-изоляционных, ремонтно-восстановительных работах, а также при испытании и освоении скважин в других отраслях промышленности, где производится добыча различных сред из скважин.

Формула изобретения: Скважинная струйная установка, содержащая установленные на колонне насосно-компрессорных труб пакер и струйный насос с активным соплом, камерой смешения и проходным каналом с посадочным местом для установки герметизирующего узла, при этом установка снабжена излучателем и приемником-преобразователем физических полей, размещенным в подпакерной зоне со стороны входа в струйный насос откачиваемой из скважины среды и установленным на каротажном кабеле, пропущенном через осевой канал герметизирующего узла, выход струйного насоса сообщен с пространством окружающим колонну насосно-компрессорных труб, вход канала подвода откачиваемой среды струйного насоса сообщен с внутренней полостью колонны насосно-компрессорных труб ниже герметизирующего узла, а вход канала подвода жидкой рабочей среды в активное сопло сообщено с внутренней полостью колонны насосно-компрессорных труб выше герметизирующего узла, отличающаяся тем, что установка снабжена хвостовиком-стингером, предназначенным для безрезьбового соединения и разъединения с предварительно установленным в скважине разбуриваемым пакером, выполненным с проходным каналом и перекрывающим проходное сечение последнего обратным клапаном с возможностью открытия последнего в сторону продуктивного пласта, а пакер выполнен с центральным каналом и размещенным ниже пакера хвостовиком с направляющей воронкой и установлен с возможностью его замены хвостовиком-стингером, при этом внутренний диаметр хвостовика-стингера и внутренний диаметр хвостовика с направляющей воронкой на менее чем на 1 мм больше диаметра излучателя и приемника-преобразователя физических полей, герметизирующий узел установлен с возможностью его замены другими функциональными вставками: блокирующей, опрессовочной, депрессионной и вставкой для записи кривых восстановления пластового давления с автономными глубинными приборами, а излучатель и приемник-преобразователь физических полей выполнены с возможностью их замены на другие глубинные приборы, например на перфоратор или прибор для акустического воздействия на продуктивный пласт.

ru-patent.info


Смотрите также