Николай Кузьмичев

Кратковременная эксплуатация нефтяных скважин

Recommended Posts

Не так все просто, я думаю:

- совершенно непонятно как будет работать этот способ при интенсивных солеотложениях. При высоких температурах жидкости и большом содержании солей в пластовой жидкости достаточно остановить насос на 30-50 минут, чтобы получить надежный "клин".

В поселке, где я вырос, была жесткая водопроводная вода из артезианской скважины. Чайники достаточно быстро "зарастали" изнутри коркой накипи. И когда чайник переставал кпятить воду, мне приходилось чистить его. Поэтому я с детства понял основной механизм отложения большинства солей, а именно: кипячение. Казалось бы, откуда такая высокая температура в ЭЦН? При снятии на стендах характеристик ЭЦН с пластмассовыми рабочими органами, заметили, что пластмасса начитает "плыть", размягчаясь, как пластилин. А это возможно при температурах свыше 200 градусов. При этом в стенде использовалась водопроводная вода и количество ступеней ограничивалось 3-5. Так что в скважине температура в ЭЦН 300 градусов и более вполне реальна. А при таких температурах пластовая жидкость кипит, несмотря на то, что давление достигает 250 атм и вода соленая.

При КЭС за короткое время работы оборудование не успевает нагреться. Поэтому условия для отложения солей практически отсутствуют.

Конечно, не все так просто. Описанный механизм выпадения характерен в основоном для карбонатов. У баритов , например, он другой. Но они и встречаются реже.

В 2008 году в НГДУ "Альметьевнефть" мы планируем провести промысловые испытания и на практике доказать изложенное выше.

Share this post


Link to post
Share on other sites
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.

Можно вот это поподробнее? Что из себя представляет "регулирование производительности" на, к примеру, ЭЦН-50? От того, что он час работает, а 2 часа стоит - он не станет насосом ЭЦН-30.

И что значит "режим с минимальными осевыми усилиями"? Если я правильно понимаю - более частые включения и паузы для отдыха, чтобы столб жидкости не успевал набираться чрезмерный?

Давайте поступим проще. Я выложу все свои статьи. В них Вы найдете ответы на большую часть своих вопросов.

Статьи_по_КЭС.rar

Share this post


Link to post
Share on other sites
Не будем забывать, что верхний предел температуры - 327, плавление свинца удлинителя. А я в жизни на демонтаже единственный раз видел свинец, вытекший из удлинителя на муфту кабельного ввода - и то, это была РЭДовская установка, поплавился свинец в месте узла пяты гидрозащиты, без подачи работала установка. Так что реально, думаю, температура 250 градусов не превышает.

Мы о разных температурах говорим. Если кабельный удлинитель нагрелся до 327 градусов, то какой была температура в насосе. Мне тоже приходилось искать места пробоя в термостойких кабельных удлинителях. Как правило, изоляция сильнее всего оплавлялась в верхней части насоса и нижней половине НКТ. Так ч то довести пластовую жидкость до кипения не так уж сложно. Но, в принципе, кипятить ее для того, чтобы начали выпадать соли, совсем не обязательно. Достаточно сильно нагреть.

Share this post


Link to post
Share on other sites

че т помоему мы тут человеку, создавшему тему жизнь вконец усложнилои... ему помоему для диплома надо счас минимум!! того о чем вы тут рассуждаетеsmile.gif или я уже начало темы упустилsmile.gifvopr.png

Share this post


Link to post
Share on other sites
че т помоему мы тут человеку, создавшему тему жизнь вконец усложнилои... ему помоему для диплома надо счас минимум!! того о чем вы тут рассуждаетеsmile.gif или я уже начало темы упустилsmile.gifvopr.png

Дипломнику я могу выслать пару РД "Татнефти", а именно: "Руководство по эксплуатации скважин УЭЦН" и "Руководство по эксплуатации скважин УШГН". Там есть основные расчеты, в т.ч. экономика. На форуме их не выложить . Объем больше 3 МБайт. Пусть сообщит свой E-mail. Вышлю.

Share this post


Link to post
Share on other sites
Будьте добры, вышлите пожалуйста.

formatfm@yandex.ru

Выслал.

В дипломе не обязательно "обсчитывать" всю КЭС. Как писал Козьма Прутков: "Нельзя объять необъятное". Достаточно объяснить и посчитать экономию электроэнергии (см. вложенный файл). С учетом роста тарифов, эта тема становится с каждым годом все актуальнее.

Но это - всего лишь совет. Решать вам...

КЭС_энергосберегающая_технология.doc

Share this post


Link to post
Share on other sites
Petroleum_21

Спасибо большое, руководство очень помогло. Хорошо собранная полезная информация в одном месте.

Особенно порадовали чертежи насоса, пэд, общий вид установки. А то я бы замучался перечерчивать.

С чертежами сейчас тяжело=)

Еще 2 полезных доклада ведущих спеиалистов России по УЭЦН: Агеева Ш.Р. и Ивановского В.Н. На них есть ссылки практически во всех моих работах.

доклад_Ивановского.doc

Доклад_Агеева.doc

Share this post


Link to post
Share on other sites
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.

Можно вот это поподробнее? Что из себя представляет "регулирование производительности" на, к примеру, ЭЦН-50? От того, что он час работает, а 2 часа стоит - он не станет насосом ЭЦН-30.

И что значит "режим с минимальными осевыми усилиями"? Если я правильно понимаю - более частые включения и паузы для отдыха, чтобы столб жидкости не успевал набираться чрезмерный?

Во-первых, при КЭС используются только насосы для высокодебитных скважин, т.е. Q>80 м3/сут. Во-вторых, подача насоса выбирается в несколько раз большей дебита скважины. В Вашем случае (Q0=30 м3|сут.) нужен ЭЦН-125 или ЭЦН -160. В-третьх, при КЭС оборудование работатет в кратковременном (типовой режим S2) или периодическом кратковременном (типовой режим S3) режиме. Для этого продолжительность работы должна составлять 5-20 минут. Соответственно, пауза для накопления может быть от 20 минут до 2 часов, в зависимости от дебита скважины. Изменением продолжительности откачки и накопления регулируется среднеинтегральная производительность УЭЦН. Причем в очень широком диапазоне: в 8-10 раз. Эта ососбенность КЭС уникальна. Регулирование давления осуществляется изменением скорости вращения насоса (частоты переменногго тока ПЭД). То, что при этом меняется подача насоса роли не играет, т.к. производительность УЭЦН регулируется изменением соотношения продолжительности откачки и накопления жидкости в скважине.

Благодаря разделению способов регулирования давления (частотный) и производительности (временной) УЭЦН при КЭС всегда можно установить желаемый режим работы насоса. Например: при откачке "газированной" жидкости желательно смещать рабочую точку в правую область напорной характеристики (см. докалад Агеева Ш.Р., выложенный в данной теме ранее). Эта особенность КЭС также является уникальной.

Share this post


Link to post
Share on other sites

Вообще, судя по приведенной Петролеумом информации, работа проделана большая, а технология КЭС представляется довольно многообещающей и перспективной. Вернусь на работу из учебного отпуска, постараюсь подумать над этим вопросом применительно к нашим скважинам.

Петролеум, а Вам спасибо за интересную информацию

Share this post


Link to post
Share on other sites

Оптимальный режим работы скважины разными людьми может пониматься по-разному:

1) скважина работает в стабильном режиме без остановок;

2) скважина дает максимальное количество нефти;

3) скважина максимально долго работает без воды;

4) забойное давление равно (меньше, больше) Рнас;

5) скважина эксплуатируется таким образом, что МРП насоса максимальный;

6) в скважине не происходит: а) эррозии оборудования; б) коррозии; в) формирования АСПО; г) отложения солей и т.д.;

7) в пласте не происходит формирование АСПО, солей;

9) не формируется конус газа или воды;

10) не происходит интенсивного выноса песка;

11) чистый дисконтированный денежный поток при эксплуатации скважины в течение какого-либо периода максимален.

Вышеуказанные пункты могут противоречить друг другу. Например, форсированный отбор (п. 2) зачастую приводит к снижению МРП (п.5) или более раннему подходу воды (п.3).

Я лично склоняюсь считать главным экономический критерий №11.

Ну а если рассматривать КПД насоса, то желательно, чтобы он был максимален. В этом случае насос должен отработать дольше, менять его придется реже.

Share this post


Link to post
Share on other sites

Согласен с большей частью сказанного Zorg-ом. Хотел бы только уточнить последнюю фразу. При КЭС можно установить любой желаемый режим работы насоса. Чаще всего, это режим максимального КПД. Но не всегда. При высоком содержании газа, например, предпочтительно работать правее оптимума (см. выше доклад Агеева Ш.Р.).

Share this post


Link to post
Share on other sites
Дипломнику я могу выслать пару РД "Татнефти", а именно: "Руководство по эксплуатации скважин УЭЦН" и "Руководство по эксплуатации скважин УШГН". Там есть основные расчеты, в т.ч. экономика. На форуме их не выложить . Объем больше 3 МБайт. Пусть сообщит свой E-mail. Вышлю.

Please вышлите тоже на ruslan_hegai@mail.ru

Share this post


Link to post
Share on other sites
а почему ЭЦН может вообще от них отказатся?громоздкие ,потери энергии бешаные! vopr.png

Своим заявлением Вы противопоставляете себя всей российской нефтяной промышленности, где ЭЦН является основным способом механизированной добычи нефти. А что Вы предлагаете взамен ЭЦН?

Share this post


Link to post
Share on other sites

Цитата из журнала «Территория НЕФТЕГАЗ» № 9, 2005.

www.neftegas.info/default.aspx?magazine=1&num=58&articl=65

9. Взгляд производственников и разработчиков на периодическую эксплуатацию УЭЦН.

Однозначно отрицательный. Причем, как у производителей УЭЦН, так и у потребителей. Периодическая эксплуатация скважин УЭЦН применяется, как вынужденная мера, в ситуациях, когда дебит скважин оказывался настолько меньше производительности УЭЦН, что их не удается согласовать дросселированием ЭЦН.

Хотелось бы еще раз развеять распространенное заблуждение, что кратковременная эксплуатация скважин является разновидностью периодической эксплуатации. Это не так. КЭС принципиально отличается от периодической эксплуатации скважин УЭЦН [2-4].

Несмотря на более частые, чем при периодической эксплуатации включения УЭЦН, при КЭС не происходит снижения МРП оборудования, т.к. за счет «мягкого» пуска, ПЧ позволяет устранить ударные пусковые перегрузки.

По характеру гидродинамических процессов в нефтеносном пласте и добывающей скважине кратковременная эксплуатация ближе к непрерывной эксплуатации, чем к периодической. За время откачки жидкости из скважины (несколько минут) динамический уровень и, следовательно, депрессия на пласт меняются незначительно. Поэтому интенсивность притока жидкости из пласта в скважину также меняется очень слабо.

Не происходит при КЭС и таких негативных процессов в ПЗП, как тиксотропное упрочнение структуры нефти в отсутствии ее фильтрации или кольматация ПЗП, которые свойственны периодической эксплуатации скважин.

Откачка жидкости с высокой скоростью при КЭС осуществляется преимущественно из межтрубного пространства над приемом насоса. Поэтому она не сопровождается увеличением выноса мехпримесей.

Не существует опасности замерзания жидкости в арматуре устья скважины и выкидной линии в зимнее время, т.к. при КЭС не выполняется необходимое для этого условие: простой скважины в течение 3 часов при температуре -30 °С. Продолжительность накопления жидкости в скважине при КЭС не превышает 2 часов даже на малодебитных скважинах.

Из сказанного можно сделать однозначный вывод, что КЭС не имеет недостатков периодической эксплуатацией скважин, но достоинства ее сохраняет [3]. После внедрения КЭС необходимости в периодической эксплуатации скважин возникать не будет. КЭС ее полностью исключает.

Share this post


Link to post
Share on other sites
А я вот вообще не пойму зачем это скважину эксплуатировать в периодике на УЭЦН?

- запасы что ли на скважине закончились?

- давление село?

- кальматация?

- и т.д.

может первопричину всетаки вылечить? или здесь только теория обсуждается?

В РФ огромный фонд малодебитных скважин. Основные причины их существования это: 1) изначально низкие фильтрационно-емкостные характеристики пласта, 2) истощение запасов, 3) снижение давления, 4) обводненность, 5) повреждение пласта в результате многочисленных ТКРС. Не всегда выгодно, не всегда возможно увеличить дебит скважины до необходимого минимума, чтобы эксплуатировать ее в постоянном режиме ЭЦНом. Поэтому актуальным становится вопрос: что лучше ШГН (ШВН, ЭВН) или ЭЦН в периодике. Как выяснилось, есть еще один интересный вариант - КЭС.

Share this post


Link to post
Share on other sites
Дипломнику я могу выслать пару РД "Татнефти", а именно: "Руководство по эксплуатации скважин УЭЦН" и "Руководство по эксплуатации скважин УШГН". Там есть основные расчеты, в т.ч. экономика. На форуме их не выложить . Объем больше 3 МБайт. Пусть сообщит свой E-mail. Вышлю.

Если не затруднит, то на sergeyesv83@inbox.ru. Заранее благодарен!

Share this post


Link to post
Share on other sites

здесь подразумевается что за сравнительно небольшие деньги мы получаем прирост добычи и снижение эксплуатационных затрат по скважине

ГТМ более масштабное действо и требует больших вложений и разрешиловок, а так бури не бури пласт все равно норов показывает и если например вы с бурения запланировали 30-ку и не забили сваи под ШГН а ШВН недолюбливаете то КЭС один из выходов пуска скважины, ибо на практике периодикой никто не занимается тем более эцнами - не дай не уследят и спалят...

Share this post


Link to post
Share on other sites

Если руки крюки и ноутбук не поможет, а человеческий фактор в любом деле присутсвует, но технология интересная, все простое гениально да и скважинам нужен индивидуальный подход - слишком дорого обходится технология "спустил и забыл"

Выбор все равно делать вам, никто же не заставляет, конечно есть свои минусы и плюсы но то что это работает уже факт 

Share this post


Link to post
Share on other sites

КЭС - это ИНДИВИДУАЛЬНЫЙ, ИНЖЕНЕРНО ПРОДУМАННЫЙ подход к каждой скважине. По сути, это качественно обеспеченная периодика с использованием всех последних наворотов станций управления последних поколений. Да, эксплуатация скважин, где за период от запуска до отказа безболезненно происходит 20-30 тысяч циклов запусков-остановок - поражает воображение, но поставить на поток этот метод на месторождении с сотней скважин - процесс нереальный (надо минимум одного технолога на десяток скважин для качественного отслеживания изменений режимов работы). Даже остановка любой ППДовской скважины выбивает установившийся КЭС-режим из своего русла!

Share this post


Link to post
Share on other sites
КЭС - это ИНДИВИДУАЛЬНЫЙ, ИНЖЕНЕРНО ПРОДУМАННЫЙ подход к каждой скважине. По сути, это качественно обеспеченная периодика с использованием всех последних наворотов станций управления последних поколений. Да, эксплуатация скважин, где за период от запуска до отказа безболезненно происходит 20-30 тысяч циклов запусков-остановок - поражает воображение, но поставить на поток этот метод на месторождении с сотней скважин - процесс нереальный (надо минимум одного технолога на десяток скважин для качественного отслеживания изменений режимов работы). Даже остановка любой ППДовской скважины выбивает установившийся КЭС-режим из своего русла!

Начали за здравие, а закончили ...

Да ни будет ничего из-за остановки даже всей системы ППД. В этом одно из главных достоинств КЭС. Производительность УЭЦН можно изменять в разы. Потому что она изменяется временным способом: изменением соотношения продолжительности откачки и накопления жидкости в скважине. Например: был дебит скважины 60 м3/сут. Выключили систему ППД полностью. За счет падения пластового давления дебит упал до 6 м3/сут. Пример конечно нереальный, но при КЭС установка все равно будет работать нормально. Правда для того, чтобы она работала в автоматическом режиме нужна системв погружной телеметрии с датчиком давления на приеме насоса. Станция управления будет включать и выключать УЭЦН при двух пороговых значениях давления на приеме насоса, отличающихся на 2-5 атм. Это же достоинство КЭС можно использовать на новых скважинах и после ГТМ или МУН, когда дебит скважины слабопрогнозируем. Можно избежать нескольких ПРС для смены типоразмера оборудования.

Share this post


Link to post
Share on other sites
не понимаю, если период накопления ~2 часа, то почему нельзя подобрать скважинное оборудование для постоянной эксплуатации?

Насколько я понимаю, приток не может быть цикличным....в таком коротком промежутке времени....в отсутвии разломов и высокопроводящих каналов в низкопроницаемой среде....

Если запасы есть, можно сделать определенный вид ГТМ (зарезка БС, ГРП или производные, а вообще бурить надо грамотно) для стабилизации притока....

Помгите открыть глаза в моем мозгу данный процесс значится, как ретроградный....

Выше выложены статьи по КЭС. Почитайте. Большая часть Ваших вопросов будет снята.

Share this post


Link to post
Share on other sites
Дипломнику я могу выслать пару РД "Татнефти", а именно: "Руководство по эксплуатации скважин УЭЦН" и "Руководство по эксплуатации скважин УШГН". Там есть основные расчеты, в т.ч. экономика. На форуме их не выложить . Объем больше 3 МБайт. Пусть сообщит свой E-mail. Вышлю.

Буду премного благодарен, если вышлите еще и на адрес shuer@mail.ru

Share this post


Link to post
Share on other sites
Уже более 3 лет работаем методом короткой эксплуатации скважин, но только рабочии циклы у нас варьируються до 60 минут. Начинали с наработок 60-90 суток (при средней 80). Уже 1,5 года имеем наработку более 240 суток! Количество отказов сократилось более чем в 10 раз. Доказанная доп. добыча 15%. Энергопотребление минумум в 2 раза снизилась (хотя нефтянников это статья расхода мало интересует). Правда есть и минусы:

- требуеться более тщательный контроль за работой УЭЦН (решаеться наличием неплохой системы телемеханики),

- более тщательного отбора проб на обводненность (а это снова трудозатраты), если в постоянном режиме можно обойтись 1 пробой, то в сдесь приходиться отбирать 4-6 проб.

То, что Вы делаете, не является КЭС в чистом виде. Некоторые преимущества Вы получили, но не все.

По поводу "минусов":

1. Контроль требуется всегда. КЭС предполагает применение самых современных средств автоматизации, в т.ч. ТМС и телемеханизации.

2. В докладе на конференции "Механизированная добыча 2007" рассказано, как при КЭС осуществляется контроль за обводненностью продукции без дополнительных затрат в реальном масштабе времени. Посмотрите его во вложенном файле.

А об экономии электроэнергии все вспомнят 1.01.2009, когда тарифы вырастут на 25 %.

Механизированная_добыча_2007.rar

Share this post


Link to post
Share on other sites
К сожалению практически во всех компаниях используються двух ставочный тарив (оплата за фактически потребленную энергию и за мощность). Использование УЭЦН большей производительности ведет к увеличению мощности ПЭД,а соответственно пиковой мощности ЦДНГ. Этот эффект во многом портит картину снижения потребления электроэнергии. Хотя даже в этом эфеект существенный. На некоторых скважинах потребление электроэнергии ниже в 3-4 раз.

Выше в данной теме выложена статья, в которой подробно рассказано об экономии электроэнергии при КЭС. Не буду повторяться. Вывод: при КЭС удается существенно снизить не только плату за потребленную энергию, но и плату за потребленную мощность. В последнем случае работают механизмы математической статистики.

Share this post


Link to post
Share on other sites

Join the conversation

You can post now and register later. If you have an account, sign in now to post with your account.

Guest
Reply to this topic...

×   Pasted as rich text.   Paste as plain text instead

  Only 75 emoji are allowed.

×   Your link has been automatically embedded.   Display as a link instead

×   Your previous content has been restored.   Clear editor

×   You cannot paste images directly. Upload or insert images from URL.