Николай Кузьмичев

Кратковременная эксплуатация нефтяных скважин

Рекомендованные сообщения

Хотел бы заметить касательно вашего доклада. Насчет обводненности полностью с вами согласен, что по интерпритации токовой нагрузки можно довольно таи четко вычеслить процент обводненности. Но для этого надо отобрать кучу проб сопостовляя время отбора и токовую нагрузку, а потом убедить заказчика, что эту методику можно использовать. что крайне тяжело.

По поводу дебита-категорически против. Вы наверно не работали на скважинах с газовым фктором более 150м3, когда в процессе отбора происходит "вспенивание" уровня и уровень в конце цикла гораздо более высокий, чем при начале цикла. (дебит будет отрицательным). Что касаеться ТМС, то существующие блоки позволяют фиксировать изменение давления на приеме насоса в 1 атм (что примерно 10м). Согласитесь, что это довольно существенная погрешность, осообенно на скважинах от 5 до 15 м3/сут. А ведь и давление в затрубье у нас во время цикла может меняться более, чем на 1 атм.

Описанный способ контроля обводненности предлагается не для коммерческого учета, а для использования в технологических целях. С его помощью можно, например: подобрать режим эксплуатации скважины с минимальной обводненностью.

На скважинах с пенообразованием в затрубе рекомендую установить клапан, выпускаемый "НОВОМЕТом". Он позволяет поддерживать в затрубе достаточно высокое давление и "гасить" пену. У меня есть паспорт на этот клапан. Если интересно, могу его выложить в открытый доступ.

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах
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

Учебный отпуск закончился? Каковы результаты раздумий?

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

КЭС успешно применяется в некоторых компаниях. Уже сеть обиходные перефразировки - ПКВ (пуск кратковременный, отключение), многоцэ (многоциклическая эксплуатация). Эффект есть, в том числе и экономический. Хорошо применим режим на скважинах с притоком до 20м3/сут, где ЭЦН скоро заболевает и умирает.

Думаю ограничение только по СУ, она не может быть с прямым пуском. Из программ расчета УЭЦН к скважине - не все существующие программы считают периодику, я знаю только одну и она не самая распрастраненная. По большому счету хорошая идея, плохо что услышал всего год назад. А назвать нужно было режим в честь разработчика, продолжать мысль намеренно не буду.

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

В "Татнефти" прижилось название КЭС - абревиатура от сокращенного названия способа.

Способ применим на малодебитных и среднедебитных скважинах. На серийном оборудовании оптимальный диапазон дебитов скважин составляет 5-80 м3/сут. При разработке специального оборудования он может быть расширен, как вверх, так и вниз.

Патент РФ на изобретение № 2293176 называется "СПОСОБ КРАТКОВРЕМЕННОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИНЫ ПОГРУЖНОЙ НАСОСНОЙ УСТАНОВКОЙ С ЭЛЕКТРОПРИВОДОМ (СПОСОБ КУЗЬМИЧЕВА)". Назван так не для того, чтобы потешить тщеславие. Это маркетинговый прием. Да и буржуи пусть знают наших! Способ патентуется в США, Канаде и в Евразии.

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

Я не совсем видимо точно выразился, просто патент защищает автора но не дает ему прав, как при цивилизованном капитализме. Кто мешает нам самостоятельно пробовать этот метод не привлекая разработчика? А вот в других странах, где автор защищен законами, есть перспектива.

В режиме КЭС бывает работают скважины из бурения (не определен дебит) или после ГРП (снижение эффекта). Они естественным образом переходят в этот режим.

А как Вы продвигаете свою идею? Что предлагаете Заказчику? В докладе Вы приглашаете к сотрудничеству, а в чем оно заключается?

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

День добрый. Тема интересная, но я одного понять не могу. За счет чего увеличивается приток жидкости. Если нужно делать кислотную обработку или гидроразрыв, то после этого и ШГН справляется не плохо.

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах
Я не совсем видимо точно выразился, просто патент защищает автора но не дает ему прав, как при цивилизованном капитализме. Кто мешает нам самостоятельно пробовать этот метод не привлекая разработчика? А вот в других странах, где автор защищен законами, есть перспектива.

В режиме КЭС бывает работают скважины из бурения (не определен дебит) или после ГРП (снижение эффекта). Они естественным образом переходят в этот режим.

А как Вы продвигаете свою идею? Что предлагаете Заказчику? В докладе Вы приглашаете к сотрудничеству, а в чем оно заключается?

Сейчас идут переговоры со стратегическим партнером. При положительном результате будет создана новая сервисная компания с развитой сетью филиалов в нефтедобывающих регионах. Она будет внедрять не только КЭС, но и другие способы добычи с помощью УЭЦН. Многие технические решения, наработанные за прошедшее время, охраняются в режиме ноу-хау. Поэтому их самостоятельное внедрение часто не приносит положительного результата. В основном решены проблемы эксплуатации скважин с высокой КВЧ, с высокой температурой, с вязкой нефтью, с водонефтяной эмульсией, с высоким газовым фактром, с отложением солей. КЭС используется и на нагнетательных скважинах в системах ППД. Если есть желание внедрить эти технологии, сообщите. Но только не нужно предлагать "попробовать бесплатно", причем на 1-2 скважинах. Это время уже прошло. Мы готовы гарантировать положительный результат. А это предполагает справедливую оплату.

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах
День добрый. Тема интересная, но я одного понять не могу. За счет чего увеличивается приток жидкости. Если нужно делать кислотную обработку или гидроразрыв, то после этого и ШГН справляется не плохо.

КЭС и другие наши технологии позволяют увеличить дебит скважины в тех случаях, когда по каким-либо причинам не удается реализовать ее потенциал. Например: из-за образование вязких водонефтяных эмульсий. Чудес мы не обещаем. Мы берем со скважины все, что она может дать. Не более того.

В отдельных случаях продуктивность скважин можно увеличить. Например: когда скважина склонна к кольматации ПЗП. Или. когда коллектор - несцементированный или слабосцементированный песчанник. Есть положительный опыт снижения обводненности и увеличения нефтеотдачи на трещиновато-пористых коллекторах с двойной проницаемостью.

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

Нужно обсудить с руководством. В сфере предоставления услуг принято сначало результат, потом оплата. Все сервисники оплачиваются по факту выполненных работ, хоть крупные компании хоть мелкие.

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

Все эти вопросы - темы для обсуждения. Компромисс можно найти всегда (при взаимном стремлении). Главное, чтобы не было "халявы". Договорные отнощения, кроме всего прочего, дисциплинируют обе стороны.

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах
Этот метод очень сложный в своей реализации, требует определенных навыков и квалифицированный состав операторов, либо наличие системы телеметрии-позволяющей дистанционно контролировать работу фонда. На первом этапе (первый год) возможно даже незначительное снижение наработки, связаннное прежде всего с изучением фонда скважин, но в дальнейшем увеличение наработки будет достигнуто.

Я всего дважды сталкивался с КЭС, на поверхности не сложнее чем штатная эксплуатация. У нас есть программа с возможностью расчета периодики, выбираем три варианта (скажем ЭЦН5-50, 80, 125), из них лучший согласовывается. Оба раза расчетные циклы откачки и накопления совпали с реальными и не были корректированы. Скважины ЧРФ по солям до сих пор в работе. Но в отделе расчета погружного оборудования конечно у нас супер специалисты.

Забыл упоминуть, обе скважины с погружным ТМС, программа работы основана на верхнем и нижнем давлении на приеме. Но можно и без датчика.

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах
Все это хорошо, но при нашем цементировании переменные нагрузки на колону могут вызвать появление "чужой воды". А это уже авария

Не следует в очередной раз путать кратковременную эксплуатацию скважин с периодической. Изменение динамического уровня при КЭС составляет 20-50 метров, что соответствует изменению забойного давления примерно на 2-5 атм. Для того, чтобы с цементным камнем при таких изменениях давления что-нибудь произошло, цементирование должно быть просто ужасным.

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах
Я всего дважды сталкивался с КЭС, на поверхности не сложнее чем штатная эксплуатация. У нас есть программа с возможностью расчета периодики, выбираем три варианта (скажем ЭЦН5-50, 80, 125), из них лучший согласовывается. Оба раза расчетные циклы откачки и накопления совпали с реальными и не были корректированы. Скважины ЧРФ по солям до сих пор в работе. Но в отделе расчета погружного оборудования конечно у нас супер специалисты.

Забыл упоминуть, обе скважины с погружным ТМС, программа работы основана на верхнем и нижнем давлении на приеме. Но можно и без датчика.

Советую использовать при КЭС ЭЦН5-80, ЭЦН5-125 и ЭЦН5А-160. Это лучшие отечественные насосы.

Какие программы Вы используете для расчета периодики? Ранее это мог делать только "Автотехнолог".

Интересно проанализировать информацию по скважине, осложненной отложением солей. Если можно, пришлите пожалуйста личным сообщением.

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

Да, Автотехнолог.

Солепроявления зафиксированы на примерно 30% фонда скважин любой компании, тут ни чего нового я не вышлю, и я бы рад, но извините, не являюсь собственником информации о режимах эксплуатации. Думаю у Вас такой информации должно быть много.

Объяснение я себе сделал достаточно простое, извесна причина твердых отложений - термо-барический эффект. При КЭС мы его не имеем, во всяком случае ни ЭЦН ни ПЭД нагреваться не успевают. Я конечно много еще чего не понимаю, но результат на лицо, а с цифрами не спорят.

У меня есть мысли по поводу КЭС как услуги, если получиться договориться я Вам сообщу. Но проблема будет именно с солями, то есть дебит 10-20 кубов, который ЭЦНом извлекается крайне сложно, обычно отказы из-за износа рабочих органов (в левой рабочей зоне ступени насоса испытывают большие осевые нагрузки) или солеотложения (КПД ЭЦН5-20, 25, 30 и так низкий, то есть насосы - кипятильники интенсивно набирают соли, а проточная часть узкая, отказ неминуем). Как правило все они работают в периодике.

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

Похоже, то, что Вы делаете лишь напоминает кратковременную эксплуатацию, но таковой не является. Скорее всего, это все же периодическая эксплуатация. Большая часть проблем, озвученных Вами, при КЭС решена или находится в стадии решения, когда принципиальные ограничения сняты. Готовы помочь решить их и у Вас.

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

Работа на максимальновозможном дин.уровне невозможна без пены! Успешность запуска на таком "крем-брюле" не превышает 25%. Для повышения стабильности последующих запусков Вы будете обязаны увеличить время отстоя, что сделает, в конечном итоге, всю Вашу систему сходной с периодической эксплуатацией! "Мягкий" запуск описан во всех инструкциях по эксплуатации СУ, любой технолог потребует от службы сервиса организации чего-то подобного для плавной разгонки всего ГНО. Остается лишь на практике подобрать наиболее оптимальный баланс "отстой-работа", после чего раз в месяц проверять стабильность работы установок!

Кстати, обещанное Вами изменение динамики при КЭС на 30-50м не соответствует истине. Производительность рекомендуемых Вами ЭЦН 80-160 обеспечивает снижение Рпр за 15мин от 10 до 21 Атм, что при обводненности менее 80% очень сильно сказывается на стабильности запусков. Более половины пусков сопровождается срывами подачи сразу на запуске, остальная часть успешных запусков крайне нестабильна по времени работы с подачей, что делает работу КЭС практически непрогнозируемой с точки зрения подсчета планового дебита!

Ничего личного!

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

С помощью КЭС запущена первая скважина в ОАО "Удмуртнефть", а именно: скважина № 1601 в НГДУ "Гремиха". Скважина, как всегда, проблемная.

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах
С помощью КЭС запущена первая скважина в ОАО "Удмуртнефть", а именно: скважина № 1601 в НГДУ "Гремиха". Скважина, как всегда, проблемная.
Николай Петрович, вывод "сложных" скважин нередко связан с повышенным выносом механических примесей.

При частых остановках есть вероятность "клина" верхней секции. Ситуация осложняется при актуальной проблемы для ЭЦНов - отсутствие надежный обратных клапанов (ни тарельчатые, ни шариковые - не способны решить этот вопрос).

Также для нефтяников важно знание дебита (обводненности, потенциала и др. параметров) каждой конкретной скважины, при этом способе эксплуатации это сделать сложно.

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах
Николай Петрович, вывод "сложных" скважин нередко связан с повышенным выносом механических примесей.

При частых остановках есть вероятность "клина" верхней секции. Ситуация осложняется при актуальной проблемы для ЭЦНов - отсутствие надежный обратных клапанов (ни тарельчатые, ни шариковые - не способны решить этот вопрос).

Также для нефтяников важно знание дебита (обводненности, потенциала и др. параметров) каждой конкретной скважины, при этом способе эксплуатации это сделать сложно.

Полностью согласен с данным мнением. Читал все рассуждения по данной теме, можно еще долго пытаться объяснить, как КЭС "решит" и эти проблемы, но простые и понятные факты остаются ФАКТАМИ. Кроме того, в условиях большого фонда скважин очень сложно контроллировать КАЖДУЮ низкодебитную скважину, работающую в режиме КЭС!

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

Алексей Викторович, Вы как будто присутствовали на запуске скважины № 1601. На ней выносит не только мехпримеси, но и проппант. Пласт "порвали" в декабре прошлого года. Кроме того, незадолго до запуска одну из скважин данного пласта перевели в нагнетательные и существенно подняли пластовое давление. Последствия ясны. Поэтому, при первой же остановке после появления притока, насос заклинило. Дважды его удавалось расклинить с помощью преобразователя частоты станции управления. В третий раз заклинило "намертво". Пришлось промывать насос.

Тем ни менее, и в данной непростой ситуации КЭС позволила найти выход. Было принято решение значительно сократить отбор жидкости для уменьшения выноса мехпримесей. Как уже говорилось выше, КЭС позволяет, не меняя оборудования, изменять его производительность в 8-10 раз. Сейчас ЭЦН5А-160, имеющий мгновенную подачу более 200 м3/сут. (F=55 Гц), работает со среднесуточной производительностью около 20 м3/сут. В дальнейшем будет подобран максимально допутимый дебит.

Не могу согласиться с Вами по поводу надежности обратных клапанов. Мы использовали шариковые клапаны Ижевской компании "Промышленные клапаны". Установили 2 обратных клапана. Проблем с турбинным вращением нет.

Дебит скважин, а также обводненность продукции контролируются тоже без особых проблем. Если интересно, расскажу как именно.

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах
Полностью согласен с данным мнением. Читал все рассуждения по данной теме, можно еще долго пытаться объяснить, как КЭС "решит" и эти проблемы, но простые и понятные факты остаются ФАКТАМИ. Кроме того, в условиях большого фонда скважин очень сложно контроллировать КАЖДУЮ низкодебитную скважину, работающую в режиме КЭС!
Согласен, что следить за большим фондом малодебитных скважин "неинтересно". Отдача мала. Но проблемы сами собой не решаются. Поэтому напрягать мозги, хотя бы один раз на каждой скважине, придется. Поняв суть проблемы и найдя ее решение, часто контролировать скважину в дальнейшем не требуется.

Мы как раз и предлагаем нефтяным компаниям взять их "головную боль" на себя, т.е. на сервисную компанию. Если корректно посчитать экономический эффект и назначить справедливую цену за услуги, то в выигрыше останутся все.

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах
Согласен, что следить за большим фондом малодебитных скважин "неинтересно". Отдача мала. Но проблемы сами собой не решаются. Поэтому напрягать мозги, хотя бы один раз на каждой скважине, придется. Поняв суть проблемы и найдя ее решение, часто контролировать скважину в дальнейшем не требуется.

Мы как раз и предлагаем нефтяным компаниям взять их "головную боль" на себя, т.е. на сервисную компанию. Если корректно посчитать экономический эффект и назначить справедливую цену за услуги, то в выигрыше останутся все.

К продолжению темы....

1. В этом году в гос.думе начали рассматривать вопрос об ИНДИВИДУАЛЬНОМ замере дебита с каждой кокретной скважины. При этом обычные АГЗУ могут уйти в прошлое. Замер периодичного фонда - это головная боль нефтяников. Если для них не важно, что эта скважина дает 5 т/сут или 15 т/сут - тогда я согласен с КЭС.

2. Постоянные включения и выключения установки не думаю, что играют продолжительно. Интересно посчитать наработку насоса не сутками работы, а конкретнее часами - не думаю, что получиться прирост в наработке. В Лукойл-Пермь была практика 2 года назад считать наработку фонда АПВ конкретно часами (это предшествовала статистика, что наработка таких насосов выше, чем у постоянно работающих) и в результате получили, то что и ожидалось.....

3. КПД насоса ЭЦН160 в номинале - 62%, а КПД этого же насоса при дебите в 20 м3/сут - 11% .....

Либо давайте опровергать значение КПД - как о важном параметре для технике.

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

Благодарю Вас Андрей! Есть Люди, которые читают информацию, выложенную в теме выше. Причем, не просто читают, но и думают...

Данное замечание касается не только КПД. Выше уже говорилось о том, что КЭС позволяет в режиме реального времени следить за основными параметрами эксплуатации скважины: дебите и обводненности продукции. Можно повторить...

В "ЛУКОЙЛ-Пермь" мы дискутировали относительно того, как считать наработку. В ТРИЗ (терия решения изобретательских задач) идеальным считается прием, когда устройства нет, а его функции выполняются. КЭС дает решение близкое к идеальному. Она решает задачу, работая только 15-20 % времени. Причем более эффективно, чем при непрерывной эксплуатации. Об этом, кстати, дедушка Богданов писал еще в 1957 году (см. выше).

Сегодня приказала долго жить УЭЦН на скважине № 296 Тананыкского месторождения ОАО "Оренбургнефть". Она отработала около 840 суток (уточню после комиссионного разбора в Бузулуке на этой неделе). Раньше она работала в среднем 45 суток. Причем нефти все 2,5 года качала больше, а электроэнергии тратила меньше. Переведите это все в рубли (десятки миллионов) и после этого мы продолжим дискуссию о том, как считать наработку...

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

Присоединиться к беседе

Вы можете опубликовать сообщение сейчас и зарегистрироваться позднее. Если у вас ест ьаккаунт, войдите в него для написания от своего имени.

Гость
Ответить в тему...

×   Вставлено в виде отформатированного текста.   Вставить в виде обычного текста

  Разрешено не более 75 эмодзи.

×   Ваша ссылка была автоматически встроена.   Отобразить как ссылку

×   Ваш предыдущий контент был восстановлен.   Очистить редактор

×   Вы не можете вставить изображения напрямую. Загрузите или вставьте изображения по ссылке.