Николай Кузьмичев

Кратковременная эксплуатация нефтяных скважин

Recommended Posts

Кратковременная эксплуатация скважин (КЭС) позволила решить основную проблему, над которой последние 2-3 десятилетия работали производители УЭЦН всего мира, а именно: сокращение объема рынка, связанное с уменьшением дебита скважин вследствие ухудшения структуры запасов нефти и перевода их на эксплуатацию УШГН. Решить данную проблему удалось не созданием УЭЦН малой производительности (этот путь тупиковый), а путем эксплуатации малодебитных и среднедебитных скважин высокопроизводительными УЭЦН (Q ≥ 80 м3/сут.), имеющими наилучшие технические и эксплуатационные характеристики, в кратковременном режиме. Этот момент является основным в КЭС.
При КЭС продолжительность откачки жидкости из скважины (5-20 минут) в несколько раз меньше продолжительности накопления жидкости в скважине (0,33 -2 часа). Поэтому средняя производительность УЭЦН соответствует дебиту скважин от 5 м3/сут. Наиболее наглядным и известным техническим аналогом КЭС служат имеющиеся в каждом доме бытовые холодильники, которые также эксплуатируются в кратковременном режиме.
С экономической точки зрения, основным конкурентным преимуществом КЭС является то, что она одновременно оказывает положительное влияние на все основные составляющие себестоимости добычи нефти:
• увеличивает объемы добычи нефти;
• сокращает потребление электроэнергии;
• увеличивает межремонтный период (МРП);
• сокращает затраты на проведение технологических операций;
• сокращает затраты на исследование скважин.
Теоретические основы нового способа механизированной добычи нефти: кратковременной эксплуатации скважин, разработаны в 2004-2005 годах. Начиная с октября 2005 года, проводятся промысловые испытания в ОАО «Оренбург-нефть», АО «Юганскнефтегаз», ОАО «Татнефть», ОАО «Саратовнефтегаз». Получены положительные результаты промысловых испытаний.

Перечень_публикаций_по_КЭС.doc

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

Интересная идея.

А ЭЦН от частых вкл./выкл не выйдет из строя раньше времени? Или тут нужен еще плавный пуск?

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

Вообще для обычной УЭЦН - частые пуски-остановки смерти подобны. А если еще обратник в лифте будет чуть-чуть пропускать?? А у малодебитных и уровень низкий обычно. Пока установка стоит 2 часа - лифт разрядиться :biggrin: Ставить качалку и пусть маслает потихоньку :biggrin:

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах
Получены положительные результаты промысловых испытаний.
А можно поподробнее... какие наработки по установкам и причины отказа?

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах
Интересная идея.

А ЭЦН от частых вкл./выкл не выйдет из строя раньше времени? Или тут нужен еще плавный пуск?

При КЭС обязательно наличие станции управления (СУ) с преобразователем частоты (ПЧ). Поэтому ударные пусковые перегрузки исключены. Скважина № 296 Тананыкского месторождения ОАО "Оренбургнефть" работает более 640 суток. За это время УЭЦН пускалась более 20 000 раз. До внедрения КЭС ее средний МРП составлял 45 суток (ЧРФ).

Прочитайте прикрепленный файл.

Новые_возможности_КЭС.doc

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах
Вообще для обычной УЭЦН - частые пуски-остановки смерти подобны. А если еще обратник в лифте будет чуть-чуть пропускать?? А у малодебитных и уровень низкий обычно. Пока установка стоит 2 часа - лифт разрядиться :biggrin: Ставить качалку и пусть маслает потихоньку :biggrin:

Посмотрите ответ на предыдущий вопрос. В прикрепленном файле содержатся ответы на часть Ваших вопроов.

По поводу качалки. Всем известно, что удельные затраты на эксплуатацию скважин с помощью УЭЦН меньше, чем УСШН. Но для непрерывной эксплуатации это справедливо только при эксплуатации УЭЦН высокодебитных скважин. Малодебитные скважины эксплуатаировать с помощью УЭЦН в непрерывном режиме вообще невозможно. При КЭС данное положение действует и для малодебитных скважин. Доказано на практике.

В "Татнефти" раньше УЭЦН обслуживало выделенное структурное подразделение: АЦБПО ЭПУ, а подразделения по обслуживанию и ремонту УСШН входили в состав НГДУ. Соответственно и затраты были "размазаны" по разным статьям. Считалось, что эксплуатировать скважины УСШН дешевле. В прошлом году в "Татнефти" вывели структурные подразделения по обслуживанию и ремонту УСШН из состава НГДУ и создали самостоятельные сервисные предприятия. И с удивлением констатировали (несколько раз пересчитывали), что удельные затраты на эксплуатацию скважин УЭЦН и УСШН стали одинаковыми. При том, что оборудование и материалы в прошлом году закупались еще на средства НГДУ. Ясно, что будет в этом году.

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах
А можно поподробнее...какие наработки по установкам и причины отказа

И Вам также посоветую прочитать файл, пркрепленный к одному из предыдущих ответов. Это мой доклад на конференции "Механизированная добыча 2008" (Москва, 2-4 апреля 2008 года).

Первая скважина № 285 Тананыкского месторождения ОАО "Оренбургнефть" в кратковременном режиме отработала 189 суток. Ранее ее средний МРП составлял 37 суток (10 ПРС за год). Стоял бы термостойкий кабельный удлинитель, она проработала бы дольше. Да и оборудование было подобрано неоптимально (первый блин комом). Затем несколько скважин выходили из строя по причине заводского брака гидрозащит. Есть акты ПДК. Были подъемы по плану ГТМ, по неверным сведениям о свойствах нефти (вязкость под 300 сПз вместо заявленных 134 сПз), несоответствием спущенного оборудования и рекомендованного (кабель сечением 10 мм2 вместо 25 мм2). Во всех случаях оборудование отработало более 100 суток, т.е. скважины вышли из разряда ЧРФ. Внеплановый ремонт, связанный непосредственно с КЭС был только один: на скважине № 13723 НГДУ "Азнакаевскнефть" ОАО "Татнефть" по причине отложений парафина в НКТ. Об этом сказано в упомянутом выше прикрепленном файле.

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах
Вообще для обычной УЭЦН - частые пуски-остановки смерти подобны. А если еще обратник в лифте будет чуть-чуть пропускать?? А у малодебитных и уровень низкий обычно. Пока установка стоит 2 часа - лифт разрядиться :biggrin: Ставить качалку и пусть маслает потихоньку :biggrin:

По поводу "обратника". Сейчас отечественные производители выпускают дешевые (менее 3 000 руб./шт.) и надежние металлокерамические и твердосплавные обратные клапаны (ОК). При КЭС они изнашиваются гораздо медленне, чем при непрерывной эксплуатации УЭЦН и УСШН. При КЭС ОК закрывается 10-50 раз в сутки. При нерерывной эксплуатации УСШН - 2-8 раз в минуту. Псчитайте сколько это будет в сутки. Правильно: несколько тысяч раз. При непррерывной эксплуатации УЭЦН шарик постоянно крутится в потоке и бьется об элементы конструкции ОК. А при КЭС он делает то же самое 10-30 % от общего времени.

Но если есть сомнения в надежности ОК, например: при большой КВЧ, то можно поставить 2 клапана. При их цене, составляющей менее 1 % от стоимости погружного оборудования, никто против этого не возражает.

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

убедили smile.gif . Интересно, но возникает проблемка при добыче высокопарафинистой нефти с необходимостью непрерывного скребкования. При пусках очень высока вероятность подброса, при остановках срезанные АСПО не вымываються...(АДП через день качать не будешь, да и приглушаеться прокачками) если тока химреагенты, так их еще подобрать надо, и не факт что подберешь приемлемые по затратам.

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

Petroleum21, благодарю вас за материал по докладу, немогли бы вы дополнительно привести пример скважины (можно без локализации), т.е. скважина до внедрения: глубина пласта, гл.забой - спущено оборудование, подвеска, динамический уровень, дебит, вода, КВЧ; и после внедрения: Нд, Q, КВЧ, % воды, тип насоса, длина подвески, наработка, количество пусков-остановок...

Кстати чьи насосы использовались при испытаниях?

И еще в компаниях где проводились испытания какие сделаны заключения про применению данного оборудования? принято на вооружение или отложено до устранения недостатков, перечисленных в вашем докладе?

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

Учтите, что в Оренбургнефти наработка на отказ очень высокая, там ЧРФ - 120-180 сут.

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах
Petroleum21, благодарю вас за материал по докладу, немогли бы вы дополнительно привести пример скважины (можно без локализации), т.е. скважина до внедрения: глубина пласта, гл.забой - спущено оборудование, подвеска, динамический уровень, дебит, вода, КВЧ; и после внедрения: Нд, Q, КВЧ, % воды, тип насоса, длина подвески, наработка, количество пусков-остановок...

Кстати чьи насосы использовались при испытаниях?

И еще в компаниях где проводились испытания какие сделаны заключения про применению данного оборудования? принято на вооружение или отложено до устранения недостатков, перечисленных в вашем докладе?

Отчет по одной из скважин в прикрепленном файле.

Все оборудование отечественное. УЭЦН производства "АЛНАС", "НОВОМЕТ", "Борец". Станции управления и телеметрия "Электон".

Сейчас заключаются договоры с НГДУ в ОАО "Татнефть" и ОАО "Оренбургнефть". Запланированы испытания в ООО "ЛУКОЙЛ-Пермь", ОАО "Удмуртнефть". Ведутся переговоры с "Роснефтью".

Отчет_13723_декабрь_2007.rar

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах
убедили smile.gif . Интересно, но возникает проблемка при добыче высокопарафинистой нефти с необходимостью непрерывного скребкования. При пусках очень высока вероятность подброса, при остановках срезанные АСПО не вымываються...(АДП через день качать не будешь, да и приглушаеться прокачками) если тока химреагенты, так их еще подобрать надо, и не факт что подберешь приемлемые по затратам.

Проблемы с автоматизацией процесса депарафинизации есть. Может застрять скребок. Нужно задвижку лубрикатора открывать-закрывать, чтобы скребок не примерз зимой и т.д. Будем их решать...

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

Можно то все можно. Только зачем скважину с дебитом 115 м3 переводить на КЭС??? На защите докопаются, не отмахаешься smile.gif

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

малодебитные обычно в периодике отрабатываают, т.е. дебит от 0.5 до 15 я думаю максимум безводной нефти

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах
Здравствуйте, я студент, сейчас пишу диплом по УЭЦН. Спец. вопросом решил выбрать КЭС.

Скажите пожалуста, на скважинах с каким дебитом возможна КЭС?

Я делал подбор оборудования для скважины с дебитом 115 м3/сут.

Можно ли применить к ней КЭС?

Заранее спасибо за ответ.

КЭС применяется на малодебитных (5-20 м3/сут) и среднедебитных (20-80 м3/сут) скважинах. В отдельных случаях можно применять КЭС на скважинах с большим (меньщим) дебитом, но там преимущества КЭС не столь очевидны. В Вашем случае (115 м3/сут) КЭС можно применить, например: если скважина осложнена образованием вязких водо-нефтяных эмульсий или большим КВЧ. Эти проблемы КЭС снимает полностью.

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах
А подскажите, скважину с каким дебитом лучше выбрать? Что б не придрались.)

Возьмите скважину с дебитом 10-15 м3/сут. Преимущества КЭС будут наиболее очевидны.

Такие скважины можно эксплуатировать в периодическом режиме. Но потери в добыче нефти будут достигать 10-30 % (см. вложенный файл).

Щуров.rar

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

полностью согласен с вышеизложенным. А в дипломе можно скважину и не менять. Просто поставь ей дебит 20 кубов и предлагай свои решения там.. Т.е. в данном случае тебе важно не достоверность фактов, а условия при которых ты ищешь решения. т.е. преподам гнлубоко без разницы на то сока эта скважина на самом деле дает на мр.

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах
малодебитные обычно в периодике отрабатываают, т.е. дебит от 0.5 до 15 я думаю максимум безводной нефти

Периодический режим по сравнению с КЭС - это ощутимые потери в добыче (см ответ на предыдущий вопрос). Если брать абсолютные цифры, то выигрыщ вроде бы небольшой: в среднем около 1 т/сут. Но малодебитных скважин только в России более 100 000 штук. Курочка по зернышку клюет...

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

немного неточно выразился, термин периодические - наверно больше подходит для фонтанных скважин, т.к. накопление давления (уровня) не зависит от человека, КЭС - для мехфонда, когда мы впринципе сами решаем с какого уровня (давления) нам запускать насос.

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах
немного неточно выразился, термин периодические - наверно больше подходит для фонтанных скважин, т.к. накопление давления (уровня) не зависит от человека, КЭС - для мехфонда, когда мы впринципе сами решаем с какого уровня (давления) нам запускать насос.

Да нет, правильно выразился. Периодика(ЗСП) - малодебитные скв малопроизводительными насосами с остановками на приток. А здесь КЭС - мощным насосом за несколько минут. КПД хороший получается

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

блин ну тут я не знаю. может сравнить просто, если эту скважину мы оставляем в периодике например, и например она будет 14 часов стоять, а 10 часов работать. И например ты внедряешь этот самый насос, осуществляешь КЭС, период простоев умеьшается, время работы скважины увеличивается. увеличивается дебит, но и затраты на насос тоже увеличиваются. может как то так просчитать. формулы там стандартные..для прибыли и т.д.

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах
Не так все просто, я думаю:

- необходимо в капитальных затратах (либо в амортизации) учесть затраты на частотник и на систему ТМС, без которых кратковременная эксплуатация невозможна;

Учитывать нужно, но не везде и не всегда. В "Татнефти" первые частотники и ТМСы от "Электона" появились с нашей помощью только в 2006 году. Их и сейчас не более 2-х десятков. В то же время в "Оренбургнефти" частотников уже тогда было 30 % от общего количества станций упроавления УЭЦН. Сейчас эта цифра приближается к 50 %. В "Татнефти", кстати, мы их испоьзовали так, что 2 скважины дававшие 5-7 т/сут., теперь "выдают на гора" по 40-60 т/сут. Капитальные вложения окупились за полмесяца, а прибыль по году будет40-50 млн. руб.

Необходимо также учитывать, что при КЭС нефтяники получают автоматизированную скважину. В той же "Татнефти" посчитали стоимость оборудования с учетом закупки средств автоматизации при непрерывной эксплуатации и сравнили ее с КЭС. Получилось, что пр непрерывной эксплуатации УЭЦН стомость оборудования одинакова с КЭС, а при непрерывной эксплуатации УШГН даже выше.

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах
Не так все просто, я думаю:

- для корректного расчета нужны достоверные данные по наработке... Все-таки более чем десятилетний опыт в эксплуатации и ремонте ЭЦН говорит, что остановки/пуски скважин однозначно снижают наработки, несмотря на все "жирные" точки. И опыт "одной скважины в "Оренбугнефть", конечно же, не является доказательством. При большой доле везения и УЭДН может 600 суток отработать, и винтовой насос - 1000.

Не будем и забывать о ненадежности на сегодняшнем этапе погружных систем ТМС. Даже РЭДА и Фениксы зачастую выходят из строя, не говоря уж о наших скадах и борцовских системах.

-

Во-первых в России (СССР) УЭЦН применяют по крайней мере лет 60 (Богданов А.А. Погружные центробежные электронасосы. Москва, Гостоптехиздат, 1957). Во-вторых, наработки действительно снижаются при частых пусках, но при пусках непосредственных, при которых за доли секунды установка раскручивается почти до 3000 об/мин., испытывая ударные пусковые перегрузки: механические, гидравлические и электрические. Современные станции управления (СУ) с преобразователями частоты (ПЧ) эту проблему снимают полностьтю. Время пуска можно установить любое. Я на практике использовал разгон от 3 секунд ло минуты. Ударные пусковые перегрузки исключаются полностью.

Правильно, 600 суток в большинстве компаний УЭЦН работают только, если повезет. Но и то в "нормальных условиях". Оренбургская скважина № 296 к настоящему времени отработала около 680 суток. А раньше она входила в ЧРФ со средней наработкой 45 суток (8 ПРС за год). Может кто-нибудь знает примеры увеличения МРП в 15 раз? Мне с подобными примерами сталкиваться не приходилось.

И почему только на одной скважине? На других скважинах, которые останавливались, например: по плану ГТМ, производили комиссионную разборку установок. И насос, и двигатель, включая гидрозащиту, находились в идеальном состоянии. Как-будто вчера с завода. Таких скважин пока действительно мало. Но еще не вечер ...

Про ТМС. О "СКАДах" пора забыть. Мы используем только "Электоновскую" телеметрию. Отказы были. Но в целом телеметрия "Электона" самая надежная в России и ничем не уступает, например: "Шлюмберже". Сам видел, как "фирмачи" не могли свою телеметрию запустить вообще. А "наши ребята за ту же зарплату" в три счета состыковали телеметрию"РЭДА" со станциями"Электон-05". И ведь заработала...

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах
Не так все просто, я думаю:

- в докладе бездоказательно указано на способность при помощи КЭС эксплуатировать скажины с повышенными КВЧ. Непонятен механизм этого. Напротив, на мой взгляд, при подобной эксплуатации выше риск оседания мехпримесей на рабочих органах ЭЦН и заклинивания насоса.

В докладе не было нужды доказывать то, что известно более 50 лет. Если все оборудование, включая насос работает 20-30 % от общего времени эксплуатации, то оно и изнашивается в 3-5 раз медленее. Это еще дедушка Богданов рассказывал (см. вложенный файл). Впрочем Вам простительно этого "не помнить". Я сам ровесник этой книги.

Второй момент, позволяющий замедлить износ, возможность установить при КЭС любой желаемый режим работы насоса за счет раздельного регулирования давления и производительности установки. Причем, всегда. При высокой КВЧ устанавливают режим с минимальными осевыми усилиями в рабочих органах ЭЦН.

Третье. ПЧ позволяет увеличить пусковой момент примерно в 2 раза. Это аксиома, "разжевывать" не буду. При КЭС насос короче в 1,5 раза. Значить и пусковой момент требуется меньше. В "Электоне-05" реализованы 3 режима расклинивания. У меня в практике не было случая, чтобы не удавалось "развернуть" ЭЦН. Правда, потом при разборе выяснялось, что шлицы на валу на 90 градусов развернуты. Но это "отдельный разговор".

Богданов_1957.rar

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

Создайте аккаунт или войдите для комментирования

Вы должны быть пользователем, чтобы оставить комментарий

Создать аккаунт

Зарегистрируйтесь для получения аккаунта. Это просто!

Зарегистрировать аккаунт

Войти

Уже зарегистрированы? Войдите здесь.

Войти сейчас