Борьба с мехпримесями при эксплуатации УЭЦН

Последнее сообщение
Komar86 3 3
Ноя 19

Всем привет! Интересуюсь вопросом защиты УЭЦН от мехпримесей, подскажите актуальные, эффективные защитные фильтры или технологии которые применяются сейчас на месторождениях РФ? 

Reliy0505 25 3
Ноя 19 #1

На сегодняшний день нет такой эффективной технологии борьбы с выносом мехпримесей с пласта. Ни одна из разработок не является совершенной. Щеточные фильтра не садятся плотно к коллоне, поэтому эффективностью не блещут. Блочные и пружинные фильтра вещь крутая, ровно до того момента, пока проходные отверстия не забьются сплошняком выносом из пласта, и заявления производителей о том, что они самоочищающиеся - фигня. Сейчас испытываю вихревой десендер на скважине с выносом 450мг/л, пока на выводе, ничего не могу сказать

Yan 1 3
Апр 22 #2

Обратите внимание на УСПШ. 

IOI 114 3
Май 22 #3

Komar86 пишет:

Всем привет! Интересуюсь вопросом защиты УЭЦН от мехпримесей, подскажите актуальные, эффективные защитные фильтры или технологии которые применяются сейчас на месторождениях РФ? 

Бороться с мехпримесями несложно. Конечно, никакие фильтры здесь не помогут. Нужно только правильно контролировать режим работы УЭЦН. Анализ отказов скважин показывает, что мехпримеси не из пласта (если не считать заколонных перетоков и проппанта). Как правило, снижаем динамический уровень ниже допустимого предела, дальше нестабильная работа насосных секций с разрежением на приеме и всамыванием всяческих мехов. Иными словами, сами сознательно (или бессознательно) повышаем многократно концентрацию мехпримесей в добаваемой жидкости. Дальше следует стачивание подшипников скольжения РК (текстолитовых шайб), потом перегрев ПЭД и оплавление кабеля (в том числе и в свинце). В результате, сточенные РК и НА, темное масло в ПЭД с пластовой жидкостью и мехпримеси. Первоисточник отказа - не мехпримеси.

lex 24 2
Май 22 #4

IOI пишет:

Бороться с мехпримесями несложно. Конечно, никакие фильтры здесь не помогут. Нужно только правильно контролировать режим работы УЭЦН. Анализ отказов скважин показывает, что мехпримеси не из пласта (если не считать заколонных перетоков и проппанта). Как правило, снижаем динамический уровень ниже допустимого предела, дальше нестабильная работа насосных секций с разрежением на приеме и всамыванием всяческих мехов. Иными словами, сами сознательно (или бессознательно) повышаем многократно концентрацию мехпримесей в добаваемой жидкости. Дальше следует стачивание подшипников скольжения РК (текстолитовых шайб), потом перегрев ПЭД и оплавление кабеля (в том числе и в свинце). В результате, сточенные РК и НА, темное масло в ПЭД с пластовой жидкостью и мехпримеси. Первоисточник отказа - не мехпримеси.

Откуда мехпримеси если не из пласта и как снижение Нд влияет на их концентрацию? Или соли имеешь в виду?

IOI 114 3
Май 22 #5

Мехпримеси содержаться в пластовой жидкости. Всегда. В какой-то концентрации. Но эта концентрация не мещает УЭЦН выносить их на поверхность. Доказательство простое - в одних и тех же скважинах, при одних и тех же КВЧ, УЭЦН работают разное время. Это одно из доказательств того, что засорение происходит в последние часы работы УЭЦН. Снижение динамического уровня в какой-то момент времени переводит режим приема жидкости снарядно-жидкостной и УЭЦН начинает работать в режиме "насос-компрессор". Чем меньше жидкости на приеме, тем выше коэффициент сепарации, и тем выше содержание свободного газа внутри секций УЭЦН. Дальше возникает режим полусухого трения в рабочих органах, начинается процесс стачивания текстолита, затем тела РК и НА. Дальше стачиваются подшипники скольжения РК, нарушается центровка вала, идет его износ. Все это приводит к повышению тока в цепи из-за подклинивания, оплавлению кабеля, расширению масла в ПЭД, порыву диафрагмы ГЗ. А месхпримеси концентрируются в рабочих органах в самое последнее время (жидкость уже практически не всасывается согласно уравнения о неразрывности потока), зачастую спрессовываются из-за разряжения между приемом и выкидом УЭЦН.

Rustle20 14 5
Май 22 #6

IOI пишет:

Мехпримеси содержаться в пластовой жидкости. Всегда. В какой-то концентрации. Но эта концентрация не мещает УЭЦН выносить их на поверхность. Доказательство простое - в одних и тех же скважинах, при одних и тех же КВЧ, УЭЦН работают разное время. Это одно из доказательств того, что засорение происходит в последние часы работы УЭЦН. Снижение динамического уровня в какой-то момент времени переводит режим приема жидкости снарядно-жидкостной и УЭЦН начинает работать в режиме "насос-компрессор". Чем меньше жидкости на приеме, тем выше коэффициент сепарации, и тем выше содержание свободного газа внутри секций УЭЦН. Дальше возникает режим полусухого трения в рабочих органах, начинается процесс стачивания текстолита, затем тела РК и НА. Дальше стачиваются подшипники скольжения РК, нарушается центровка вала, идет его износ. Все это приводит к повышению тока в цепи из-за подклинивания, оплавлению кабеля, расширению масла в ПЭД, порыву диафрагмы ГЗ. А месхпримеси концентрируются в рабочих органах в самое последнее время (жидкость уже практически не всасывается согласно уравнения о неразрывности потока), зачастую спрессовываются из-за разряжения между приемом и выкидом УЭЦН.

На самом деле интересные мысли касательно скопления мехпримесей именно в последний момент работы УЭЦН перед отказом и разной от этого ННО, но давайте обсудим:

1) пласты группы ПК:

  • в центре западной Сибири - пласты, конечно, несут (до 8 забитых НКТ над ОК), но Э5/5А-80 и больше уже работают нормально без деседеров (ФСГЩ)
  • в районе Обской губы пласты сыпят так, что были случаи, когда при нормализации гидрожелонкой текущий забой при следующем СПО не отличался от предыдущего, хотя извлекали по 200 л породы (открытый ствол горизонтальной скважины). Ввиду большой вязкости преимущественно использовались Э5А-200. Так вот и тут чаще приток заканчивался быстрее чем отказывало оборудование (имею ввиду причины отказа "клин" и "нет подачи")

2) отложение мехпримесей именно в последний период работы УЭЦН:

  • каких-либо предпосылок в виде систематических ЗП, изменений КВЧ, снижения производительности ЭЦН и/или эффективности промывок в скважинах, оборудование которых было наглухо забито мехпримесями, не наблюдалось
  • расчёты ЦЭПиТР, основанные на показателях режимных КВЧ, эффективности сепараторов и объёмов ЗУМПФ (для десендеров со сбросовыми клапанами) или контейнеров (для моделей типа ССМПЦ, ФСГЩ), показали, что данные полости должны заполниться в течение 1-3 месяцев эксплуатации скважин. К тому же часто при д/ж десендеров отмечается нарушение целостности уплотнительной манжеты, поэтому оценка эффективности становится не объективной
  • при разборе оборудования даже при незначительной ННО, остановленного по причине, не связанной с мехпримесями (ГТМ) отмечается наличие разного количества мехпримесей в НА и РК, что говорит о постоянном их наличии в жидкости. Однако массовое их накопление, похоже на самом деле, происходит при снижении потока именно жидкости через насос (негерметичность НКТ, срыв подачи из-за газа, снижение притока)

Подытожив комментарии коллеги, свои размышления и скромный опыт пришёл к выводу, что действительно массовое скопление мехпримесей (не солей) происходит к предсметрные часы и десендеры малоэффективны в реальных условиях:

  • при незначительном залповом выносе проппанта или кольматанта при ВНР они должны помочь, уменьшим мгновенную концентрацию мехпримесей
  • в случае превышения критической депрессии придётся либо поднимать отказавший насос, либо нормализовать забой

P.S. знаю, сколько статей написано о положительном эффекте данных устройств, но также понимаю, как и для чего они пишутся. Оставляю за собой право высказывать личное мнение.

IOI 114 3
Май 22 #7

Пласты группы ПК несут песок, это факт. Сталкивался только на водозаборных скважинах (сеноман), которые эксплуатировались УЭЦПК. Доставали наососы забитые песком. Но и здесь примечательный факт - пока вода на приеме была, насос работал безотказно. Как только в пласте было недостаточно воды, сразу отказывал. Один из кустов состоял из 4 скважин. Все в работе. Отказывает первая, ставим бригаду. На смену 12 часов. Во время смены отказывает вторая, затем третья и четвертая. Потом в обратном порядке. И так две недели подряд. И так два года подряд. 3-4 месяца УЭЦПК работают стабильно, потом принцип домино в обе стороны. Приехала высокая комиссия. Сидела стуки в бригаде пока шло СПО. Начали вывод на режим по всем правилам военного искусства - на закрытую задвижку 100 ат (еле открыли), уставки и т.д. Через 30 минут ЗСП. Уставку загрубили "на чуть-чуть". Потмо снова ЗСП, снова "на чуть-чуть". Потом, когда у Кролика кончился весь запас,  установка занулила. Подняли, кабель оплавлен, насос полностью забит песком. Вывод - в сеномане в какой-то момент времени заканчивается необходимый объем воды для приема и природа говорит: "Граждане, подумайте, зачем вам, вообще, нужна вода для системы ППД?" Граждане до сих пор не понимают, что от ППД есть только проблемы (коррозия, затраты на подготовку, виртуальный КИН и т.д.). С нефтяными скважинами пластов ПК не сталкивался. Но уверен, что там такая же причина. Если есть данные, могу обработать на программе и посмотреть на результат. 

Petroleum_21 50 14
Май 22 #8

IOI пишет:

Пласты группы ПК несут песок, это факт. Сталкивался только на водозаборных скважинах (сеноман), которые эксплуатировались УЭЦПК. Доставали наососы забитые песком. Но и здесь примечательный факт - пока вода на приеме была, насос работал безотказно. Как только в пласте было недостаточно воды, сразу отказывал. Один из кустов состоял из 4 скважин. Все в работе. Отказывает первая, ставим бригаду. На смену 12 часов. Во время смены отказывает вторая, затем третья и четвертая. Потом в обратном порядке. И так две недели подряд. И так два года подряд. 3-4 месяца УЭЦПК работают стабильно, потом принцип домино в обе стороны. Приехала высокая комиссия. Сидела стуки в бригаде пока шло СПО. Начали вывод на режим по всем правилам военного искусства - на закрытую задвижку 100 ат (еле открыли), уставки и т.д. Через 30 минут ЗСП. Уставку загрубили "на чуть-чуть". Потмо снова ЗСП, снова "на чуть-чуть". Потом, когда у Кролика кончился весь запас,  установка занулила. Подняли, кабель оплавлен, насос полностью забит песком. Вывод - в сеномане в какой-то момент времени заканчивается необходимый объем воды для приема и природа говорит: "Граждане, подумайте, зачем вам, вообще, нужна вода для системы ППД?" Граждане до сих пор не понимают, что от ППД есть только проблемы (коррозия, затраты на подготовку, виртуальный КИН и т.д.). С нефтяными скважинами пластов ПК не сталкивался. Но уверен, что там такая же причина. Если есть данные, могу обработать на программе и посмотреть на результат. 

Каков дебит скважин, которые вы обсуждаете?

IOI 114 3
Май 22 #9

Дебит скважин и модель установки значения не имеет. Мы рассуждаем в приницпе - дебит жидкости по концентрации мехпримесей должен соответствовать минимальному дебиту, который способен перекачивать данный вид УЭЦН или УЭЦПК по производительности для бесперебойной работы.

Petroleum_21 50 14
Май 22 #10

IOI пишет:

Дебит скважин и модель установки значения не имеет. Мы рассуждаем в приницпе - дебит жидкости по концентрации мехпримесей должен соответствовать минимальному дебиту, который способен перекачивать данный вид УЭЦН или УЭЦПК по производительности для бесперебойной работы.

Имеет. На мало- и среднедебитных скважинах, для борьбы с повышенным выносом мехпримесежль можно внедрить КЭС. На высокодебитных скважинах нужно использовать другой метод .

IOI 114 3
Май 22 #11

Petroleum_21 пишет:

IOI пишет:

Дебит скважин и модель установки значения не имеет. Мы рассуждаем в приницпе - дебит жидкости по концентрации мехпримесей должен соответствовать минимальному дебиту, который способен перекачивать данный вид УЭЦН или УЭЦПК по производительности для бесперебойной работы.

Имеет. На мало- и среднедебитных скважинах, для борьбы с повышенным выносом мехпримесежль можно внедрить КЭС. На высокодебитных скважинах нужно использовать другой метод .

Если спорить на эту тему, то аргументировано. Берем любую малодебитную или среднедебитную скважину. Смотрим историю борьбы с мехпримесями с применением любых методов. И видим в каждом отказе одну и ту же картину - оплавление кабеля, стертые НА и РК, поджаренный ПЭД с темным или черным маслом. И это результат не влияния мехпримесей, а снижения подачи (притока из пласта). Смотрим режимы работы УЭЦН. Регулировка работы УЭЦН в различных периодических режимах по программе (столько-то стоит и столько-то работает). При этом понимаем, что наработка на отказ разная - где-то 10 суток, где-то 30, где-то и 100. И это на одной и той же скважине, на одном и том же пласте, с одним и тем же КВЧ. И все это не один год. Какой из этого можно сделать аргументированный вывод?

Petroleum_21 50 14
Май 22 #12

IOI пишет:

Petroleum_21 пишет:

IOI пишет:

Дебит скважин и модель установки значения не имеет. Мы рассуждаем в приницпе - дебит жидкости по концентрации мехпримесей должен соответствовать минимальному дебиту, который способен перекачивать данный вид УЭЦН или УЭЦПК по производительности для бесперебойной работы.

Имеет. На мало- и среднедебитных скважинах, для борьбы с повышенным выносом мехпримесежль можно внедрить КЭС. На высокодебитных скважинах нужно использовать другой метод .

Если спорить на эту тему, то аргументировано. Берем любую малодебитную или среднедебитную скважину. Смотрим историю борьбы с мехпримесями с применением любых методов. И видим в каждом отказе одну и ту же картину - оплавление кабеля, стертые НА и РК, поджаренный ПЭД с темным или черным маслом. И это результат не влияния мехпримесей, а снижения подачи (притока из пласта). Смотрим режимы работы УЭЦН. Регулировка работы УЭЦН в различных периодических режимах по программе (столько-то стоит и столько-то работает). При этом понимаем, что наработка на отказ разная - где-то 10 суток, где-то 30, где-то и 100. И это на одной и той же скважине, на одном и том же пласте, с одним и тем же КВЧ. И все это не один год. Какой из этого можно сделать аргументированный вывод?

Кто же виноват, что вы "по граблям бегаете"? Я эти проблемы решил более 10-ти лет назад. Рекорд: скважина ЧРФ отработала, вместо полутора месцев, без малого два с половиной года. При превышении КВЧ в 4-6 раз. Хотите, расскажу как.

IOI 114 3
Май 22 #13

Petroleum_21 пишет:

IOI пишет:

Petroleum_21 пишет:

IOI пишет:

Дебит скважин и модель установки значения не имеет. Мы рассуждаем в приницпе - дебит жидкости по концентрации мехпримесей должен соответствовать минимальному дебиту, который способен перекачивать данный вид УЭЦН или УЭЦПК по производительности для бесперебойной работы.

Имеет. На мало- и среднедебитных скважинах, для борьбы с повышенным выносом мехпримесежль можно внедрить КЭС. На высокодебитных скважинах нужно использовать другой метод .

Если спорить на эту тему, то аргументировано. Берем любую малодебитную или среднедебитную скважину. Смотрим историю борьбы с мехпримесями с применением любых методов. И видим в каждом отказе одну и ту же картину - оплавление кабеля, стертые НА и РК, поджаренный ПЭД с темным или черным маслом. И это результат не влияния мехпримесей, а снижения подачи (притока из пласта). Смотрим режимы работы УЭЦН. Регулировка работы УЭЦН в различных периодических режимах по программе (столько-то стоит и столько-то работает). При этом понимаем, что наработка на отказ разная - где-то 10 суток, где-то 30, где-то и 100. И это на одной и той же скважине, на одном и том же пласте, с одним и тем же КВЧ. И все это не один год. Какой из этого можно сделать аргументированный вывод?

Кто же виноват, что вы "по граблям бегаете"? Я эти проблемы решил более 10-ти лет назад. Рекорд: скважина ЧРФ отработала, вместо полутора месцев, без малого два с половиной года. При превышении КВЧ в 4-6 раз. Хотите, расскажу как.

Конечно, хочу! А то так и буду "по граблям". Я уже внимательно слушаю.

Petroleum_21 50 14
Май 22 #14

IOI пишет:

Petroleum_21 пишет:

IOI пишет:

Petroleum_21 пишет:

IOI пишет:

Дебит скважин и модель установки значения не имеет. Мы рассуждаем в приницпе - дебит жидкости по концентрации мехпримесей должен соответствовать минимальному дебиту, который способен перекачивать данный вид УЭЦН или УЭЦПК по производительности для бесперебойной работы.

Имеет. На мало- и среднедебитных скважинах, для борьбы с повышенным выносом мехпримесежль можно внедрить КЭС. На высокодебитных скважинах нужно использовать другой метод .

Если спорить на эту тему, то аргументировано. Берем любую малодебитную или среднедебитную скважину. Смотрим историю борьбы с мехпримесями с применением любых методов. И видим в каждом отказе одну и ту же картину - оплавление кабеля, стертые НА и РК, поджаренный ПЭД с темным или черным маслом. И это результат не влияния мехпримесей, а снижения подачи (притока из пласта). Смотрим режимы работы УЭЦН. Регулировка работы УЭЦН в различных периодических режимах по программе (столько-то стоит и столько-то работает). При этом понимаем, что наработка на отказ разная - где-то 10 суток, где-то 30, где-то и 100. И это на одной и той же скважине, на одном и том же пласте, с одним и тем же КВЧ. И все это не один год. Какой из этого можно сделать аргументированный вывод?

Кто же виноват, что вы "по граблям бегаете"? Я эти проблемы решил более 10-ти лет назад. Рекорд: скважина ЧРФ отработала, вместо полутора месцев, без малого два с половиной года. При превышении КВЧ в 4-6 раз. Хотите, расскажу как.

Конечно, хочу! А то так и буду "по граблям". Я уже внимательно слушаю.

Для начала, посмотрите презентацию и доклад.

IOI 114 3
Май 22 #15

Petroleum_21 пишет:

IOI пишет:

Petroleum_21 пишет:

IOI пишет:

Petroleum_21 пишет:

IOI пишет:

Дебит скважин и модель установки значения не имеет. Мы рассуждаем в приницпе - дебит жидкости по концентрации мехпримесей должен соответствовать минимальному дебиту, который способен перекачивать данный вид УЭЦН или УЭЦПК по производительности для бесперебойной работы.

Имеет. На мало- и среднедебитных скважинах, для борьбы с повышенным выносом мехпримесежль можно внедрить КЭС. На высокодебитных скважинах нужно использовать другой метод .

Если спорить на эту тему, то аргументировано. Берем любую малодебитную или среднедебитную скважину. Смотрим историю борьбы с мехпримесями с применением любых методов. И видим в каждом отказе одну и ту же картину - оплавление кабеля, стертые НА и РК, поджаренный ПЭД с темным или черным маслом. И это результат не влияния мехпримесей, а снижения подачи (притока из пласта). Смотрим режимы работы УЭЦН. Регулировка работы УЭЦН в различных периодических режимах по программе (столько-то стоит и столько-то работает). При этом понимаем, что наработка на отказ разная - где-то 10 суток, где-то 30, где-то и 100. И это на одной и той же скважине, на одном и том же пласте, с одним и тем же КВЧ. И все это не один год. Какой из этого можно сделать аргументированный вывод?

Кто же виноват, что вы "по граблям бегаете"? Я эти проблемы решил более 10-ти лет назад. Рекорд: скважина ЧРФ отработала, вместо полутора месцев, без малого два с половиной года. При превышении КВЧ в 4-6 раз. Хотите, расскажу как.

Конечно, хочу! А то так и буду "по граблям". Я уже внимательно слушаю.

Для начала, посмотрите презентацию и доклад.

Посмотрел.

1. Эксплуатация скважины в периодике, действительно, может служить альтернативой, которая продлит СНО

2. Абразивный износ ОК и РО УЭЦН - это очень спорный вопрос. Исследования показывают, что износ РО является следствием трения "металл о метал", а не результатом износа абразивных частиц. 

3. Сейчас стало модным применять Пи и ПИД-регулирование в массовом масштабе с появлением ЧР. Особенно с вентильными ПЭД, где частоту разгоняют до 180 Гц.

4. Проблема заключается в том, что в погоне за эксплуатацией фонда далеко не всегда технологи знают и анализируют пределы возможностей критических параметров УЭЦН по давлению приема. В результате многие сквжаины в таком режиме продолжают отказывать. 

5. Вывод - проблема заключается не в выносе мехпримесей, а в грамотной эксплуатации УЭЦН при применении ситемы частотного регулирования и работе по заданным программам СУ.

Krichevsky 692 12
Май 22 #16

IOI пишет:

Но и здесь примечательный факт - пока вода на приеме была, насос работал безотказно. Как только в пласте было недостаточно воды, сразу отказывал. 

Если я правильно читаю эти строки, они означают следующее: когда забойка падает - пласт несет больше песка. Непонятно только, что здесь примечательного: вроде даже интуитивно понятно, что вынос будет зависеть от градиента давления в ПЗП. Некоторые газовики например проводят специальные исследования на режимах с определением интенсивности выноса песка для того, чтобы определить оптимальную депрессию и не иметь проблем в скважине и системе сбора.

То есть всего два пути - либо бороться с песком (фильтры, другие насосы, постоянные ремонты - смотря что работает и что дешевле), либо ограничить депрессию (но понятно, что тогда для того же дебита воды нужно будет больше скважин).

Что касается тезиса о том, что от ППД только проблемы - если даже на каких-то проектах это так, то обобщения такого рода мягко говоря удивительны.

IOI 114 3
Май 22 #17

Krichevsky пишет:

IOI пишет:

Но и здесь примечательный факт - пока вода на приеме была, насос работал безотказно. Как только в пласте было недостаточно воды, сразу отказывал. 

Если я правильно читаю эти строки, они означают следующее: когда забойка падает - пласт несет больше песка. Непонятно только, что здесь примечательного: вроде даже интуитивно понятно, что вынос будет зависеть от градиента давления в ПЗП. Некоторые газовики например проводят специальные исследования на режимах с определением интенсивности выноса песка для того, чтобы определить оптимальную депрессию и не иметь проблем в скважине и системе сбора.

То есть всего два пути - либо бороться с песком (фильтры, другие насосы, постоянные ремонты - смотря что работает и что дешевле), либо ограничить депрессию (но понятно, что тогда для того же дебита воды нужно будет больше скважин).

Что касается тезиса о том, что от ППД только проблемы - если даже на каких-то проектах это так, то обобщения такого рода мягко говоря удивительны.

Не забойное падает. Жидкости в ПЗС становится меньше. В пластах, подверженных прямому влиянию ППД, это связано с перераспределением закачки (остановка или изменение режима работы нагнетательных скважин). И это явление не в каких-то отдельных проектах, а целых системах месторождений. В примерах практически все месторождения ХМАО, ЯНАО, Оренбургской области, Удмуртии и т.д. И вред от ППд огромный - отказы УЭЦН, коррозия подземного и наземного оборудования (в первую очередь трубопроводов), проблемы с затратами электроэнергии на подготовку и сброс воды в пласты (здесь нужно экономить электроэнергию, а не счетчики на СУ ставить), затраты на строительство новых скважин ППД и водоводов к ним. А польза только в отчетах по вытеснению и нефтеотдаче. 

IOI 114 3
Май 22 #18

Что касается пластов типа ПК (в сеномане), то изменение объемов добываемой жидкости - это свойство самого пласта. Буровики хорошо его знают еще со времен открытия Самотлора, когда не удавалось цемент до устья поднять.

Petroleum_21 50 14
Май 22 #19

При отсутствии системы ППД, падает пластовое давление и происходит разрушение скелета пласта. Как следствие, значительно вырастает КВЧ на добывающих скважинах. Выход: поддерживать пластовое давление. Я сталкивался с подобным решение в Сорочинске в нулевые года, когда там ещё ТНК-ВР командовало. КВЧ был несколько грамм на литр. Запустили систему ППД, подняли пластовое давление и КВЧ снизился.

Ещё один пример из собственного опыта. Когда Гуцериев прятался за границей и его "Русснефтью" командовала сборная команда сторонних менеджеров, они дали команду в "Ульяновскнефти", увеличить объёмы добычи нефти. Естественно увеличили отборы. И, естественно, пошёл песок из пласта. МРП упали до десятков суток, кое-где - до одной-двух недель. Посчитали экономику, прослезились и снизили планы по добыче нефти. Всё "вернулось на круги своя". Согласен, что на песчаных коллекторах нужно искать оптимальные режимы эксплуатации скважин. Таких, чтобы КВЧ "не зашкаливал".

Petroleum_21 50 14
Май 22 #20

Кроме упомянутых двух вариантов, а именно: бороться с выносом мехпримесей из пласта в скважину или уменьшать дебиты скважин, есть ещё один. Применять канадскую технологию добычи "нефти с песком". Посмотрите мою статью.

Вложение: 
Petroleum_21 50 14
Май 22 #21

И вообще, приезжайте или записывайтесь на онлай курсы повышения квалификации, которые я провожу, например: в КФУ (https://cdogeo.kpfu.ru/kursy_skill/razrabotka/, https://cdogeo.kpfu.ru/kursy_skill/razrabotka/page/2/) или в ЦПР (https://cenprodev.ru/).

IOI 114 3
Май 22 #22

Petroleum_21 пишет:

При отсутствии системы ППД, падает пластовое давление и происходит разрушение скелета пласта. Как следствие, значительно вырастает КВЧ на добывающих скважинах. Выход: поддерживать пластовое давление. Я сталкивался с подобным решение в Сорочинске в нулевые года, когда там ещё ТНК-ВР командовало. КВЧ был несколько грамм на литр. Запустили систему ППД, подняли пластовое давление и КВЧ снизился.

Ещё один пример из собственного опыта. Когда Гуцериев прятался за границей и его "Русснефтью" командовала сборная команда сторонних менеджеров, они дали команду в "Ульяновскнефти", увеличить объёмы добычи нефти. Естественно увеличили отборы. И, естественно, пошёл песок из пласта. МРП упали до десятков суток, кое-где - до одной-двух недель. Посчитали экономику, прослезились и снизили планы по добыче нефти. Всё "вернулось на круги своя". Согласен, что на песчаных коллекторах нужно искать оптимальные режимы эксплуатации скважин. Таких, чтобы КВЧ "не зашкаливал".

Да, про Сорочинскнефть интересно. Сейчас посмотрю, что у меня там есть. По Ульяновскнефти я тоже помню эту историю, но анализом их скважин я не занимался.

IOI 114 3
Май 22 #23

Petroleum_21 пишет:

Кроме упомянутых двух вариантов, а именно: бороться с выносом мехпримесей из пласта в скважину или уменьшать дебиты скважин, есть ещё один. Применять канадскую технологию добычи "нефти с песком". Посмотрите мою статью.

С этой статьей я знакомился в свое время. Палыч (Валера Савин), в свое время, просил меня провести анализ по фонду Сорочинска, Бузулука и Бугуруслана. Я ему достаточно убедительно показал, что мехпримеси здесь ни при чем. Кстати, когда танкисты купили Саратовнефтегаз, там был проведен такой же анализ и резульат был тот же - не в мехпримесях дело.

Petroleum_21 50 14
Май 22 #24

IOI пишет:

Petroleum_21 пишет:

Кроме упомянутых двух вариантов, а именно: бороться с выносом мехпримесей из пласта в скважину или уменьшать дебиты скважин, есть ещё один. Применять канадскую технологию добычи "нефти с песком". Посмотрите мою статью.

С этой статьей я знакомился в свое время. Палыч (Валера Савин), в свое время, просил меня провести анализ по фонду Сорочинска, Бузулука и Бугуруслана. Я ему достаточно убедительно показал, что мехпримеси здесь ни при чем. Кстати, когда танкисты купили Саратовнефтегаз, там был проведен такой же анализ и резульат был тот же - не в мехпримесях дело.

Светлая память Валерию Павловичу. Его можно считать моим "крёстным отцом". Он дал разрешение на проведение первых промысловых испытаний КЭС в "ПЕ-Центр".

Хороший плакат у него за спиной на стене висел. Фото административного здания "Башнефти" с названием компании большими буквами на крыше. А впереди пририсована буква "Е".

IOI 114 3
Май 22 #25

Petroleum_21 пишет:

IOI пишет:

Petroleum_21 пишет:

Кроме упомянутых двух вариантов, а именно: бороться с выносом мехпримесей из пласта в скважину или уменьшать дебиты скважин, есть ещё один. Применять канадскую технологию добычи "нефти с песком". Посмотрите мою статью.

С этой статьей я знакомился в свое время. Палыч (Валера Савин), в свое время, просил меня провести анализ по фонду Сорочинска, Бузулука и Бугуруслана. Я ему достаточно убедительно показал, что мехпримеси здесь ни при чем. Кстати, когда танкисты купили Саратовнефтегаз, там был проведен такой же анализ и резульат был тот же - не в мехпримесях дело.

Светлая память Валерию Павловичу. Его можно считать моим "крёстным отцом". Он дал разрешение на проведение первых промысловых испытаний КЭС в "ПЕ-Центр".

Хороший плакат у него за спиной на стене висел. Фото административного здания "Башнефти" с названием компании большими буквами на крыше. А впереди пририсована буква "Е".

Да, плакат прикольный был. Он любил жареных перепелок и боулинг.

Но вернемся к КЭС. Недостаток этого метода заключается в том, что при массовом его применении (а сейчас этим пользуются все подряд) возникают вопросы о выборе периода работы. Каждая скважина индивидуальна, а одинаковый подход применяют ко многим. Доходит до того, что в сутки скважина может останавливаться и запускаться до 50-60 раз. Не лучшим образом это сказывается и на ПЭД. Кроме того, никто не знает при таком подходе истинной суточной подачи. Соответственно, фактический режим работы скважины вычисляется только по пускам/остановкам. А его часто меняют на ходу. В общем, проблем в таком методе много. Но применять его нужно. Для борьбы с примесями, солями, коррозией и АСПО лучше применять режим работы, основанный на правильной отстройке основных защит - ЗСП и давления приема. 

Krichevsky 692 12
Май 22 #26

IOI пишет:

Не забойное падает. Жидкости в ПЗС становится меньше.

А когда падает напор воды в кране - это тоже значит, что там жидкости меньше стало? А вместо жидкости там что теперь?

Или все-таки трубы водой заполнены, просто давление упало?

IOI пишет:

В пластах, подверженных прямому влиянию ППД, это связано с перераспределением закачки (остановка или изменение режима работы нагнетательных скважин).

А если нет ППД, то такого не может случиться? Например, отборы в соседних скважинах или истощение залежи из-за геологических границ и слабой активности законтурной воды не могут к такому привести?

Я просто встречал противников ГРП, противников мех.добычи, но вот противника ППД в целом я встретил впервые, и мне интересна ваша аргументация.

Reliy0505 25 3
Май 22 #27

эксплуатируем ТРИЗ месторождения. КЭС конечно хороший способ эксплуатации, но не панацея. по опыту скажу - прибавки в дебите жидкости, в большинстве случаев не происходит, наоборот - снижение на 5-30% от работы в постоянном режиме. снижения забойных давлений так же не дают результата. получается так, что стартовый дебит скважины снижается с 100 до 5-15 м3/сут (буквально за месяц-полгода), УЭЦН отказывает по различным причинам (в основном причина - перегрев). далее при ТРС спускаем УЭЦН 60-125м3, в надежде прироста, а его нет. проводились эксперементы, спускались УЭЦН с производительностью 15-30м3/сут, с повышенными напорными характеристиками (для снижения частоты ПЭД, насосы худо-бедно работали в постоянном режиме), дебит возвращался до остановочных до внедрения КЭС. т.е. на пластах с низкими ФЭС - идут потери в добыче

IOI 114 3
Май 22 #28

Krichevsky пишет:

IOI пишет:

Не забойное падает. Жидкости в ПЗС становится меньше.

А когда падает напор воды в кране - это тоже значит, что там жидкости меньше стало? А вместо жидкости там что теперь?

Или все-таки трубы водой заполнены, просто давление упало?

IOI пишет:

В пластах, подверженных прямому влиянию ППД, это связано с перераспределением закачки (остановка или изменение режима работы нагнетательных скважин).

А если нет ППД, то такого не может случиться? Например, отборы в соседних скважинах или истощение залежи из-за геологических границ и слабой активности законтурной воды не могут к такому привести?

Я просто встречал противников ГРП, противников мех.добычи, но вот противника ППД в целом я встретил впервые, и мне интересна ваша аргументация.

Нет, когда напор в кране падает, то это какая-то проблема с трубопроводными системами, насосами или фильтр засорился в носике крана. Но законы движения жидкости по трубам и законы подземной гидравлики - это разные вещи.

IOI 114 3
Май 22 #29

В пластах, подверженных прямому влиянию ППД, это связано с перераспределением закачки (остановка или изменение режима работы нагнетательных скважин).

[/quote]

А если нет ППД, то такого не может случиться? Например, отборы в соседних скважинах или истощение залежи из-за геологических границ и слабой активности законтурной воды не могут к такому привести?

Я просто встречал противников ГРП, противников мех.добычи, но вот противника ППД в целом я встретил впервые, и мне интересна ваша аргументация.

[/quote]

Я тоже отношусь к противникам ГРП. Причем, к наиболее ярым. К противникам мехдобычи не отношусь. Не думаю, что я единственный противник системы ППД. Изучаю ее очень давно, во всех ракурсах. Пользы не вижу. В приницпе не вижу. Вред от нее я уже описывал, это мои аргументы (коррозия оборудования, затраты на сброс воды, нестабильный режим УЭЦН в проницаемых пластах, высокая скорость обводнения юрских пластов). Кстати, ачимовские пласты сильнее всего сопротивляются системе ППД, она их очень плохо берет. Юра слабее. Аргументы за систему ППД слабые - поршневое вытеснение (где мы его видим?), поддержание пластового давления (опять же, где?) и т.д.

IOI 114 3
Май 22 #30

Reliy0505 пишет:

эксплуатируем ТРИЗ месторождения. КЭС конечно хороший способ эксплуатации, но не панацея. по опыту скажу - прибавки в дебите жидкости, в большинстве случаев не происходит, наоборот - снижение на 5-30% от работы в постоянном режиме. снижения забойных давлений так же не дают результата. получается так, что стартовый дебит скважины снижается с 100 до 5-15 м3/сут (буквально за месяц-полгода), УЭЦН отказывает по различным причинам (в основном причина - перегрев). далее при ТРС спускаем УЭЦН 60-125м3, в надежде прироста, а его нет. проводились эксперементы, спускались УЭЦН с производительностью 15-30м3/сут, с повышенными напорными характеристиками (для снижения частоты ПЭД, насосы худо-бедно работали в постоянном режиме), дебит возвращался до остановочных до внедрения КЭС. т.е. на пластах с низкими ФЭС - идут потери в добыче

Да, все верно. И все, кто сталкивается с ТРИЗами, примерно так же и скажут.

IOI 114 3
Май 22 #31

При работе с УЭЦН в современных условиях месторождений нужны интеллектуальные системы анализа. Только так можно сегодня поднять СНО. Так что, применяйте. Только разработки ГПН типа Солярис не подойдут. 

IOI 114 3
Май 22 #32

 

Я просто встречал противников ГРП, противников мех.добычи, но вот противника ППД в целом я встретил впервые, и мне интересна ваша аргументация.

[/quote]

Кстати, в пользу того, что все сегодня ищут альтернативу закачке воды говорит тот факт, что многие проекты предусматривают закачку газовых или водогазовых агентов. И вот здесь возникает такой вопрос - кто сказал, что пластовое давление нужно поддерживать? Может быть, это уже устраевший взгляд на разработку? В свое время люди думали, что Солнце вращается вокруг Земли. Если система ППД себя не оправдала и приносит только проблемы (это не считая того, сколько миллиардов кубометров воды извлечено в поверхности водоемов и из водоносных пластов), то стоит подумать о том, что природа сама восполнит пластовое давление системой горного давления пород? Вода в природе играет определенную, важнейшую роль на каждом участке поверхности и под землей. И ее нельзя просто так гонять по кругу, надеясь на повышения уровня добычи углеводородов.

Petroleum_21 50 14
Май 22 #33

Я тоже отношусь к противникам ГРП. Причем, к наиболее ярым. К противникам мехдобычи не отношусь. Не думаю, что я единственный противник системы ППД. Изучаю ее очень давно, во всех ракурсах. Пользы не вижу. В приницпе не вижу. Вред от нее я уже описывал, это мои аргументы (коррозия оборудования, затраты на сброс воды, нестабильный режим УЭЦН в проницаемых пластах, высокая скорость обводнения юрских пластов). Кстати, ачимовские пласты сильнее всего сопротивляются системе ППД, она их очень плохо берет. Юра слабее. Аргументы за систему ППД слабые - поршневое вытеснение (где мы его видим?), поддержание пластового давления (опять же, где?) и т.д.

[/quote]

Вы знакомы с методом "Оптимальной выработки нефтяных пластов" профессора Непримерова Н.Н.?

IOI 114 3
Май 22 #34

Petroleum_21 пишет:

Я тоже отношусь к противникам ГРП. Причем, к наиболее ярым. К противникам мехдобычи не отношусь. Не думаю, что я единственный противник системы ППД. Изучаю ее очень давно, во всех ракурсах. Пользы не вижу. В приницпе не вижу. Вред от нее я уже описывал, это мои аргументы (коррозия оборудования, затраты на сброс воды, нестабильный режим УЭЦН в проницаемых пластах, высокая скорость обводнения юрских пластов). Кстати, ачимовские пласты сильнее всего сопротивляются системе ППД, она их очень плохо берет. Юра слабее. Аргументы за систему ППД слабые - поршневое вытеснение (где мы его видим?), поддержание пластового давления (опять же, где?) и т.д.

Вы знакомы с методом "Оптимальной выработки нефтяных пластов" профессора Непримерова Н.Н.?

[/quote]

Лично с профессором не знаком. Вы спрашиваете применительно к Ромашкинскму месторождению?

Petroleum_21 50 14
Май 22 #35

[/quote]

Вы знакомы с методом "Оптимальной выработки нефтяных пластов" профессора Непримерова Н.Н.?

[/quote]

Лично с профессором не знаком. Вы спрашиваете применительно к Ромашкинскму месторождению?

[/quote]

Николай Николаеви ушёл в январе 207 года в возрасте 95 лет. Мне посчастливилось быть лично знакомым с ним и иметь удоводьствие индивидкально беседовать с ним. Это наш великий Российский учёный. К сожалению, не получивший должного и заслуженного признания.

Да, он проводил основные исследования в "Татнефти". Но его ученики развили его учение на современном уровне и с успехом применяют его метод ОВНП по всему миру: https://ru.wikipedia.org/wiki/TGT_Oil_and_Gas_Services. Я лично знаком с основателями и руководителями компании.

Если очень коротко и просто до примитивизма описать метод ОВНП, то он заключается в следующем. При разработке месторождений, нужно поддерживать начальное пластовое давление на всём протяжении его эксплуатации. Если пластовое давление "посажено", то нужно поднять его до уровня, близкого к начальному. Результаты впечатляющие.

Посмотрите слайд 21 в презентации.

RomanK. 2179 14
Май 22 #36

Krichevsky пишет:

но вот противника ППД в целом я встретил впервые, и мне интересна ваша аргументация.

Добро пожаловать в гости к нам на огонёк, в уголок промысловой мифологии.

Казалось бы деревенский житель на чисто житейском, эмпирическом уровне, наблюдая за болезнями своих сородичей, должен за столетия прийти к правильным выводам о причинах болезней и методах их лечения. Однако же столетия эмпирического опыта породили в массе своей поливание головы мочой и обряды с сожжением животных.

Также и в нефтяном деле. Верить, что человек наблюдающий за работой скважин придет интуитивно к верным выводам никакой надежды нет. Только образование, основаное на науке, позволяет человеку выстраивать цепочки рассуждения, приводящие к правильному решению. Никакой "эмпирический опыт" здесь не помогает.

Более того, из эмпириков в дальнейшем растет и менеджмент нефтяных компаний, так как умение быть бойким превалирует над умением быть образованным, что и объясняет плачевное состояние российского нефтегаза, как вцелеполагании так и методах целевыполнения.

Долгие десятилетия отечественная кадровая система реплицирует сама себя. Опытный эмпирик опирается на подростающую молодежь, говоряющую с ним на одном птичьем языке. Верховный жрец ротируется в головные оставляя вместо себя такого же верховного жреца.

IOI 114 3
Май 22 #37

Petroleum_21 пишет:

Вы знакомы с методом "Оптимальной выработки нефтяных пластов" профессора Непримерова Н.Н.?

[/quote]

Лично с профессором не знаком. Вы спрашиваете применительно к Ромашкинскму месторождению?

[/quote]

Николай Николаеви ушёл в январе 207 года в возрасте 95 лет. Мне посчастливилось быть лично знакомым с ним и иметь удоводьствие индивидкально беседовать с ним. Это наш великий Российский учёный. К сожалению, не получивший должного и заслуженного признания.

Да, он проводил основные исследования в "Татнефти". Но его ученики развили его учение на современном уровне и с успехом применяют его метод ОВНП по всему миру: https://ru.wikipedia.org/wiki/TGT_Oil_and_Gas_Services. Я лично знаком с основателями и руководителями компании.

Если очень коротко и просто до примитивизма описать метод ОВНП, то он заключается в следующем. При разработке месторождений, нужно поддерживать начальное пластовое давление на всём протяжении его эксплуатации. Если пластовое давление "посажено", то нужно поднять его до уровня, близкого к начальному. Результаты впечатляющие.

Посмотрите слайд 21 в презентации.

[/quote]

Посмотрел. Может быть, для Альметьевска эти данные и верны. Но все попытки повысить пластовое давление до уровня первоначального в ХМАО, ЯНАО и некоторых других регионах закончились плачевно. Кстати, по Ромашконскому месторождению Татнефть тоже испытывает те же проблемы на 4 стадии разработки. Просят Правительство снизить НДПИ. Это означает, что система ППд себя не оправдала по Ромашкинскому.

IOI 114 3
Май 22 #38

Komar86 пишет:

Всем привет! Интересуюсь вопросом защиты УЭЦН от мехпримесей, подскажите актуальные, эффективные защитные фильтры или технологии которые применяются сейчас на месторождениях РФ? 

Коллега, возращаясь к вашему вопросу могу дать один совет борьбы с мехпримесями - внедряйте у себя программы, способные в короткое время сделать интеллектуальный анализ работы скважины осложненного фонда (и не только осложненного мехпримесями, но и солями, АСПО, коррозией, в отказах много общего). Анализируйте на их основе работу оборудования и действия технологов и специалистов ЭПУ по настройке защит СУ ЭЦН, режимов ЧР. Смотрите, какие причины отказов были в данной скважине в предыдущие периоды, в чем их сходство. Смотрите подобные отказы по остальному фонду, это даст вам глубокое понимание процессов, происходящих в разных скважинах на разном оборудовании, покажет их сходство между собой. Только так вы сможете продлить СНО УЭЦН.

Petroleum_21 50 14
Май 22 #39

[/quote]

Посмотрел. Может быть, для Альметьевска эти данные и верны. Но все попытки повысить пластовое давление до уровня первоначального в ХМАО, ЯНАО и некоторых других регионах закончились плачевно. Кстати, по Ромашконскому месторождению Татнефть тоже испытывает те же проблемы на 4 стадии разработки. Просят Правительство снизить НДПИ. Это означает, что система ППд себя не оправдала по Ромашкинскому.

[/quote]

Меня всегда "смущают" категоричные, безапеляционные и слабо аргументированные заявления. Я знаком с ситуацией в "Татнефти" вплоть до некоторых нюансов "подковёрной" борьбы. Там всё далеко не так, как выговорите. Именно благодаря системе ППД, Ромашкинское месторождение дожило до 4-й стадии эксплуатации. И ещё долго проживёт. Подходы изменились. Да. Стали более современными. Жизнь не стоит на месте...

Petroleum_21 50 14
Май 22 #40

Мы серьёзно отклонились от темы. Нужно вернуться...

А я пока "отключаюсь". Проводим промысловые испытания энергоэффективной СУ УЭЦН. Мало времени. Используем новый способ эксплуатации скважин: не непрерывный, не периодический, не кратковременный.

Успехов коллеги!

Krichevsky 692 12
Май 22 #41

IOI пишет:

Кстати, в пользу того, что все сегодня ищут альтернативу закачке воды говорит тот факт, что многие проекты предусматривают закачку газовых или водогазовых агентов. И вот здесь возникает такой вопрос - кто сказал, что пластовое давление нужно поддерживать? Может быть, это уже устраевший взгляд на разработку? В свое время люди думали, что Солнце вращается вокруг Земли. Если система ППД себя не оправдала и приносит только проблемы (это не считая того, сколько миллиардов кубометров воды извлечено в поверхности водоемов и из водоносных пластов), то стоит подумать о том, что природа сама восполнит пластовое давление системой горного давления пород? Вода в природе играет определенную, важнейшую роль на каждом участке поверхности и под землей. И ее нельзя просто так гонять по кругу, надеясь на повышения уровня добычи углеводородов.

Ок, спасибо, я услышал все, что хотел, и даже больше.

Go to top