Авг 10
Доброго времени суток, коллеги!
Задача озвучена в описании темы.
Основные проблемы: недостаточный приток для охлаждения ПЭД, недостаточный приток для постоянного режима откачки, работа на неустановившемся режиме работы - следствия низких ФЕС, спуска нерасчётного оборудования, падения пластового давления.
Кто что может сказать по этой теме? Особенно интересуют варианты с минимальными затратами и наибольшей эффективностью.
Пример одной из проблем:
УЭЦН-80-2200
дебит - 18 кубов в сутки
режим работы - 4 часа работы/6 в накоплении
проблема - недостаточный приток для охлаждения ПЭД
вариант решения - установка кожуха на УЭЦН
Опубликовано
19 Авг 2010
Активность
24
ответа
7257
просмотров
10
участников
0
Рейтинг
Альтернативный вариант: использовать ШГН
А что тут еще скажешь,
если низкие ФЕС решение ГРП, БСКО итд
скин - ОПЗ
Падение пластового - ППД
Согласен, ремонт... спустить 25ку или ШГН... Вопрос в другом, зачем выводить из АПВ... Может лучше АПВ настроить правельно и сидеть в периодике с минимальными потерями по жидкости но большой нароботкой...
Установкой кожуха ты улучшишь охлаждение ПЭДа, но не увеличишь приток. Существует возможность заглубления установки, вплоть до ниже интервала перфорации (тут кожух будет необходим). Возможно, за счет заглубления насоса и снижения его типоразмера тебе удастся перевести скважину в постоянный режим. Дело в том, что при увеличении глубины спуска насоса ты можешь снижать забойное давление до меньших значений, вплоть до 20-30 бар. При снижении Рзаб приток в скважину увеличивается, что тебе и нужно.
Однако нужно быть внимательным со снижением Рзаб до таких низких значений. Во-первых, Рзаб будет ниже давления насыщения, и количество свободного газа на приеме насоса увеличится. Если газа по объему будет более 20% нужен газосепаратор, более 50% -возможен срыв подачи из-за газа даже с газосепаратором. Во-вторых, если у тебя средне- слабосцементированный песчаник, то при большой депрессии он может начать разрушаться в ПЗП и увеличится вынос мех примесей. В-третьих, если рядом нагнетательные скважины, и у тебя уже произошел прорыв воды, ты можешь увеличить дебит жидкости за счет увеличения дебита воды, но потерять нефть. В-четвертых, нужно смотреть возможен ли конус воды или газа. Ну и другие факторы надо рассматривать, наработка насоса, например, точно снизится. Соли могут начать отлагаться или асфальтены, парафины.
Если расчеты на предмет снижения Рзаб покажут, что даже при снижении давления на забое до 20-30 бар приток будет меньше 15-20 м3/сут (предел для ЭЦН для его работы в постоянном режиме), рассмотри вариант с ШГН, ШВН, ЭВН, ЭДН (нужен софт или эксель).
Если хочешь, можешь поднять данные ГДИС, оценить скин, Рпл, проницаемость. На основе этого можно порекомендовать ГТМ (реперфорация, кислотка, ГРП).
Ну и не забывай про экономику. Может дешевле перевсти твою скважину в наблюдательные или бездействующие.
Недостаточный приток для охлаждения ПЭД - весьма сомнительная причина. Чтобы что-то охладить, нужно что-то нагреть. Что вы собираетесь нагревать, если температура жидкости в пласте около 100 градусов цельсия?
Недостаточный приток - увеличить приток, для этого побороться со скином, увеличить радиус зоны дренирования, увеличит депрессию.
Низкие ФЕС - причина непобедимая, если, конечно, не использовать методы резонансного воздействия на пласт, но и в этом случае не стоит надеяться на кратный прирост, но процентов 15 можно нарастить.
Спуск нерасчетного оборудования - оборудование пересчитать и спустить то, которое нужно.
Падение пластового давления - увеличить пластовое давление или уменьшить забойное. Страшно не падение пластового давления само по себе, на уменьшение притока работает уменьшение депрессии.
"Пример одной из проблем:
УЭЦН-80-2200
дебит - 18 кубов в сутки
режим работы - 4 часа работы/6 в накоплении
проблема - недостаточный приток для охлаждения ПЭД
вариант решения - установка кожуха на УЭЦН"
Неверно поставленный диагноз, приток необеспечен не для охлаждения ПЭД, приток необеспечен для производительности насоса. Спустите ЭЦН 45 с частотником на станции управления и будет вам щастье.
Спасибо всем за ответы, по теме - то что надо!
Впринципе приемлима позиция, если не сокращения фонда АПВ, то, настройки и оптимальной работы с минимальными потерями по нефти и с большей наработкой. За счёт чего, помимо подбора оптимальной программы работы, можно этого добиться?
Так же, как ещё одна причина роста фонда АПВ - ошибочный расчёт потенциала скважины на неустановившемся режиме работы - что с этим делать? или это сугубо человеческий фактор?
Чтобы что-то охладить, нужно что-то нагреть. Что вы собираетесь нагревать, если температура жидкости в пласте около 100 градусов цельсия?
Кожух улучшает охлаждение ПЭДа, а не охлаждает жидкость. Это жидкость охлаждает ПЭД, когда движется по кольцевому зазору между ПЭД и колонной. Рабочая температура ПЭД может достигать 120 гр и выше, поэтому жидкость, даже с температурой 100 гр, будет охлаждать ПЭД. Кожух уменьшает площадь кольцевого зазора, по которому движется жидкость, благодаря этому увеличивается скорость подъема жидкости (V=Q/F). Выше скорость подъема жидкости, лучше охлаждение ПЭДа.
Технология стандартная, кожухи выпускают и Новомет и Борец. Я спускал в скважины установки с кожухами. Технология работает.
Я в свое время работал на месторождении, где было порядка 200 скважин, эксплуатирущихся в периодическом режиме ЭЦНами. Там это считалось новым словом в разработке, "щадящей эксплуатацией", рациональным недропользованием. Даже попадались статьи, в которых описывались преимущества периодической эксплуатации.
Обычно к "преимуществам" относили:
1) увеличение КИН! Поясняю: т.к. добывающая скважина работает в периодическом режиме, забойное давление то снижается, то увеличивается. Соответственно, в те моменты, когда добывающая скважина остановлена и забойное давление высокое, то перепад давления между забоем нагнетательной и добывающей скважины снижается, и благодаря этому нагнетаемая вода распределяется более равномерно по пласту, а не стремится прорваться к забою добывающей скважины. Заводнение происходит более эффективно, и увеличивается КИН;
2) снижение эксплуатационных и капитальных затрат. Поясняю: висит в скважине, дающей 10 м3/сут жидкости ЭЦН 50, который запускают на 5 часов в сутки, а 19 часов он просто висит. Ну висит себе и висит, зато не нужен фундамент для станка-качалки, не нужен сам станок-качалка. Это все очень дорого. Плюс качалка будет постоянно тратить электроэнергию, а ЭЦН запускают только на 5 часов. Плюс парафин интенсивней отлагается, когда качалка работает. Ну а если штанги в НКТ запарафинятся, то отремонтировать скважину вообще считалось невозможно.
В результате ЭЦНы выходили из строя, в основном из-за образования парафиновых пробок в НКТ. При периодической эксплуатации поток жидкости поднимается по НКТ не постоянно. После отключения насоса жидкость в НКТ останавливается, при этом газ поднимается вверх, а нефть оттесняется вниз. Такой режим способствует отложению парафинов на стенках НКТ. Скважины ремонтировали, т.е. глушили, т.е. снижали их продуктивность. Потери нефти могли составлять 5-10 т/сут после ремонта.
Другой распространенной причиной отказа было снижение сопротивления изоляции кабеля или ПЭДа.
Эксплуатационные затраты при периодике были точно не ниже, чем при работе ШГН в постоянном режиме.
Также не было никаких доказательств того, что прорыв воды в периодически эксплуатируемых скважинах происходит позже.
В общем я для себя решил, что периодическая эксплуатация это зло и не имеет никаких преимуществ.
по оптимизации работы АПВ что можете сказать?
А частота 50Гц?
Что кроме ЭЦН-50 других нет? Хотя бывает на 7 кубовоый приток Э-25 заставляют спускать - типа разработается
А если ШГН длинноходовый (4,5м Лавкин или 6м ЦП). Читал статью в Нефтяном Хозяйстве (кажется 2006год), что в Татнефти на них имеют очень большую экономию в электроэнергии.
Ну для начала режим 4/6 не очень удобный, т.к. время запуска все время смещается. Сегодня запускается, например, в 8 утра и в 18 вечера. Завтра уже в 6 утра и 16 дня. И т.д. Лучше сделать режим 4/10, тогда время запуска будет всегда постоянно.
Ну и если нужен МРП, может стоит изменить режим 4/10 на 6/42. Запускать 1 раз в двое суток. Нефть, возможно, потеряешь, но МРП увеличишь.
Много тут не соптимизируешь.
В предыдущем посте опечатка, режим лучше не 4/10, а 4/8, чтобы в сумме было 12 час.
Я бы руководствовался кривой востановления уровня после остановки для выбора времени простоя. Как только кривая вост уровня начинает значительно отклонятся от прямой нужно запускать насос. Время работы при этом будет определяться автоматически защитой по ЗСП.
Отклонение от прямой будет свидетельством о прекращение доминирования процессов сжимаемости в стволе как следствие уменьшением пост притока. А нам нужно чтобы скважина копила в простое с теми же темпами как при работе добывала. Режим получиться частый, но близко приближенный к работе в постоянном цыкле.
А слышали что-нибудь про технологию понижения линейного давления для увеличения депрессии?
Привет.
Есть практика отрабатывать фонд АПВ на дренажную емкость (или на передвижную емкость), а потом вывозом заниматься... только смысл...
Мне кажется луше попробывать применить различные программы/настройки в СУ/СЧП, например:
Выставить режим, при котором насос периодически будет сбрасывать частоту до 35Гц, и работать в холостом режиме, затем опять разгоняться до рабочей.
Что это дает: Уменьшить нагрузки на двигатель при пуске, (кстати, он особо не греется при работе в данном режиме), препятствует загазированию установки и тд..
Кстати: уставки по ЗСП должны быть отключены.
Конечно у Вас не будет стабильной добычи, но зато это даст возможность сберечь оборудование.
Или еще поэкспериментировать с настройками СУ/СЧП
И как вариант, сейчас стало модно направление "ЭВН+вентильный ЭД". Винтовые насосы Борец, в зависимости от типоразмера: подача от 3 м3/сут. до 85 м3/сут. при скорости вращения от 350 до 750 об/мин, что возможно при использовании в качестве привода тихоходных Вентильных электродвигателей, которые тоже производит Борец. Получается хорошая альтернатива ШГН и при этом объективно меньшее потребление эл.энергии. Если привод ШГН потребляет порядка 25-35 кВт, то УЭВН от 7 до 20 кВт (при производительности от 3 до 20 м3/сут.). Если заинтересовало данное оборудование - пишите в личку.
Как решения вывода из периодического режима
-штуцирование,
-использование частотников,
-станций управления с глубинными датчиками, автоматически подбирающими программу работы на ЭЦН 50-80,
-использование ЭЦН АКМ, низкодебитных ЭЦН с открытыми рабочими колесами,
-ЭЦН в пакетной сборке в вентильным ЭД +контейнеры с ингибиторами,
-опустить ЭЦН ниже интервала перфорации +кожух+хвостовик
-использование диафрагменных насосов
-китайские плунжерные насосы, погружные роторно-вихревые насосы
-применение гидропакерного подъёмника (плунжер лифт)
-применение установки тандем (струйный насос выполняет роль своего рода штуцера)
-понижение линейного давления
Это с технологической точки зрения. Цели - увеличение МРП оборудования, снижение потерь по нефти.
Коллеги, такие стандартные решения и не очень я нарыл за месяц поиска. Часть их опробованы на производстве - какие-то дают результаты, какие-то нет, в зависимости от условий в скважине.
Коллеги, поделитесь какими-нибудь идеями, литературой? Может быть статьи с SPE на тему "ESP & low production wells" ?
Буду очень признателен.
на 69eyes4ever@mail.ru
Можно ещё посоветовать схему применения клапанов для поддержания динамического уровня. Смотрите тему: "Использование перепускного клапана над ЭЦН, Возможно ли использование перепускного клапана над ЭЦН", http://heriot-watt.ru/t5650.html Там выложил материал по компоновке с регулятором затрубного давления и стабилизатором динамического уровня.
у нас из вышеописанных предлагаемых способов проканывало:
- правильный подбор ЭЦН. Скважины в периодике давали по 10 тн. Спускали 35ки ЭЦНы, все нахер горело. Понизив даже до ЭЦН 25, наработка увеличилась
- далее пошли дальше, заглубились и стали спускать установки с кожухами (глубина спуска стала 2800 м., Тпласта при этом -105гр., Т ПЭД доходила до 125)
- затрубные клапаны для сброса газа стоят.
- Да, кстати забыл еще одну вещь. Начали спускать компоновки так же с Телеметрией и устанавливать частотники. Поверьте сами и убедите начальство что на этом экономить НЕЛЬЗЯ! Частотник можно взять один и юзать на нескольких установках. По телеметрии вы всегда будете знать и правильно подбирать режим отработки скважины, т.к. давление на приеме передается онлайн.
ну вот что могу сказать из практики.. остальное не пробовали.
Мужики, кто в курсе про насос-перевертыш?
Компановка когда, под ПЭДом ставится перевернутый насос (секция) с хвостовиком или кожухом, для более интенсивного охлаждения движка. Есть у кого названия контор, кто таким промышляет?
мы юзали насос перевертыш для закачки воды из вышележащих в низлежащие пласты. После 2х недель работы навернулся расходомер. Далее начали выдергивать .. проблемы с пакером были.. вот такой опыт
Очень много вариантов Вы перечислели, ещё предложенные перепускной клапан и винтовые насосы...
А если просто оставить эти скважины в покое если нет оборудования, до лучших времён когда появится, а добывать другими, а эти запускать по мере накопления, при варианте нехватки месячной добычи, ну и естественно ежемесячно просить в плане мероприятий или смену установки или мероприятия по увеличени притока...