Cпособы добычи при низком дебите с высоким газовым фактором

Последнее сообщение
Reservoir engineer 38 7
Фев 15

Коллеги, помогите решить проблему добычи нефти (воды  и газа) из скважин.

Текущее пластовое давление, скорее всего, ниже давления насыщения. Начальное пластовое давление 412 атм., давление насыщения – 157 атм., текущее пластовое давление по официальным данным 180атм, но газовый фактор, по некоторым скважинам, вырос до 300 - 1000 м3/м3 (минимальное значение 300 м3/м3), при начальном 100 м3/м3. Поддержание пластового давления не проводили. Планируют начать через месяц.

Остальные параметры: вязкость – 0.6 сПз, плотность – 0.85, объемный фактор – 1.3, температура пласта 152 град. цельсия, глубина залегания пластов 2600 – 2700 метров.

Скважины эксплуатируются ЭЦНами, все висят на глубине на 500 - 700 метров выше верхних дыр интервала перфорации, говорят температура пласта высокая (температура 152 град. цельсия) боятся спускать. Часть скважин в периодике. Притоки жидкости от 3 до 10 м3/сут.

Коллеги, подскажите, что можно сделать в данном случае? У кого есть опыт решения таких проблем? Будет здорово если подскажите способы применение альтернативных методов подъема жидкости из скважин?

panchik 211 10
Фев 15 #1

Reservoir engineer пишет:

Коллеги, подскажите, что можно сделать в данном случае? У кого есть опыт решения таких проблем? Будет здорово если подскажите способы применение альтернативных методов подъема жидкости из скважин?

Газлифт.

Deadshot 21 7
Фев 15 #2

ЭЦН с мультифазником в КЭС, можно со струйником попробовать покалдовать... 152 градуса это страшно, hotline можно и заглубить при желании - вопрос цены.

di. 163 9
Фев 15 #3

Посейдон? насос для случаев с высоким ГФ...Вроде на оторочках уренгойского применяли их.

Иван007 864 9
Фев 15 #4

Винтовой насос.

http://ru.pcm.eu/ru/oil-and-gas/pcm-vulcain-pumps.html

Можно попробовать ШГН с хвостовиком в зону перфорации если скважины не очень кривые и температура в зоне работы ШГН будет не более 80 градусов.

Провести анализ разработки причины высокого газового фактора, попытаться скважины в купольной части местораждения на время вывести из разработки до внедрения системы ППД, сейчас и систему ППД придётся пересматривать если уже началась разгазация в пласте. Местрождение нефтегазовое с газовой шапкой или чисто нефтяное. Нужен анализ.

Jabberwock 2 6
Фев 15 #5

Судя по разнице между начальным пластовым давлением и давлением насыщения, месторождение чисто нефтяное.

А как долго ваши скважины работают без ППД?

Krichevsky 590 10
Фев 15 #6

Если у вас действительно пласт разгазировался, и вы сейчас запустите ППД, то готовьтесь добывать много агента вытеснения.

А чисто из любопытства можно вопрос - какая в среднем температура на приеме? Интересно, насколько может охладиться нефть за 500-700 м при таких дебитах.

volvlad 2205 13
Фев 15 #7

А как на счет реализации заводнения?

Dorzhi 922 13
Фев 15 #8

с таким падением давления любые временные меры по поднятию уровней добычи это как мертвому припарки, надо поднимать пластовое давление. можно попробовать закачку добытого газа обратно в crest of structure, газресайклинг то есть. затем при появлении вторичной газовой шапки удерживать дебиты на низком уровне на нефтяных скважинах дабы избежать прорыва вторичного газа. это как альтернатива заводнению.

Zorg 588 12
Фев 15 #9

я бы посмотрел шгн. это самый традиционный способ добычи нефти из низкодебитных скважин. правда, свободный газ на приеме насоса будет серьезной проблемой. можно рассмотреть вариант заглубления насоса ниже интервала перфорации, чтобы газ уходил сразу наверх. также можно рассмотреть сепарацию газа на приеме насоса при помощи сепаратора.

Zorg 588 12
Фев 15 #10

более креативный способ, периодический газлиф, то, что панчик предлржил. сложность в том, что оборудование для газлифта нужно поискать. на самотлоре вроде применяют газлифт кое где. значит оборудование кто-то производит. можно рассмотреть зарубежное оборудование, но будет, вероятно, довольно дорого.

volvlad 2205 13
Фев 15 #11

Для проекта где дебиты по 10 кубов, компрессор будет несколько дороговатым решением)

MironovEP 2075 11
Фев 15 #12

однозначно смотрится только ЭЦН в различных его вариациях (в т.ч. посейдоны и т.д. работающие с большими Гф).

1. Можно посмотреть разработки по подвеске ЭЦН на более высоких глубинах+ подвеска нкт до перфорации.

2.была еще тема по циркуляции агента (нефть или вода) в затруб работающей ЭЦНом нефтяной скважины, но это делалось для поддержания давления на приеме. в данном же случае можно просчитать с точки зрения дополнительного охлаждения при циркуляции.

про циркуляцию можно на практике проверить сразу. ничего ему (ЭЦНу) не будет

SpiderS 95 6
Фев 15 #13

А где территориально находиться месторождение?  Сибирь? Изотерма как на Камчатке.

По идее это скважина под дискретный газлифт. Скиньте майл, отправлю презентацию.

SpiderS 95 6
Фев 15 #14

Еще два вопроса.

1) Какое давление на устье ?

2) Какой профиль скважины?

 

SpiderS 95 6
Фев 15 #15

Если классически, то это скважина под плунжерный лифт. Но в Российской действительности об  этом методе добычи забыли.

Reservoir engineer 38 7
Фев 15 #16

Krichevsky пишет:

А чисто из любопытства можно вопрос - какая в среднем температура на приеме? Интересно, насколько может охладиться нефть за 500-700 м при таких дебитах.

128 - 138 градусов, для 700 и 500 метров над ИП соотвественно.

Reservoir engineer 38 7
Фев 15 #17

Цитата:

А как долго ваши скважины работают без ППД?

 

С начала разработки, в районе 10-ти лет

Reservoir engineer 38 7
Фев 15 #18

SpiderS пишет:

Еще два вопроса.

1) Какое давление на устье ?

2) Какой профиль скважины?

 

Давление на устье  3.5 атм.

Скважины практически все вертикальные

Reservoir engineer 38 7
Фев 15 #19

Иван007 пишет:

Винтовой насос.

http://ru.pcm.eu/ru/oil-and-gas/pcm-vulcain-pumps.html

Можно попробовать ШГН с хвостовиком в зону перфорации если скважины не очень кривые и температура в зоне работы ШГН будет не более 80 градусов.

 

У винтового насоса ограничения по глубине спуска, да и с газовым фактором не очень дружит

ШГН глубину спуска можно исправить хвостовиком, но ГФ все портит.

Иван007 864 9
Фев 15 #20

Reservoir engineer пишет:

Иван007 пишет:

Винтовой насос.

http://ru.pcm.eu/ru/oil-and-gas/pcm-vulcain-pumps.html

Можно попробовать ШГН с хвостовиком в зону перфорации если скважины не очень кривые и температура в зоне работы ШГН будет не более 80 градусов.

 

У винтового насоса ограничения по глубине спуска, да и с газовым фактором не очень дружит

ШГН глубину спуска можно исправить хвостовиком, но ГФ все портит.

http://ru.pcm.eu/ru/oil-and-gas/pcm-vulcain-pumps.html -эти дружат их можно сделать, под заказ.

ШГН с хвостовиком в интервале перфорации, газовый фактор конечно будет влиять...надо подбирать...

ЭЦН при такой температуре с газосепаратором, деспергатором  и термостойким кабелем - наработка на отказ будет маленькая, но конечно работать будет. Анализ, особенно пластового давления, каким образом работает залежь, уровни добычи в соответсвии с режимом залежи и т.д. Наверно были владельцы иностранные, сняли сливки и продали. Потому что для зарубежных месторождений, такого понятия как защита технологической схемы разработки нет, там можно купить территорию для одной скважины и добывать по отведённым квотам.

valer 441 8
Фев 15 #21

MironovEP пишет:

2.была еще тема по циркуляции агента (нефть или вода) в затруб работающей ЭЦНом нефтяной скважины, но это делалось для поддержания давления на приеме. в данном же случае можно просчитать с точки зрения дополнительного охлаждения при циркуляции.


Интересное предложение, а где можно глянуть?
Про ШГН надо забыть, ниже насоса не откачает, хвостовик не спасает.
Газлифт, струйник.
А плунжерлифт у меня работает, правда в ручном режиме.
А сколько им сйчас придётся заводнять, кто на это пойдёт?

DMITRILZ 2 9
Фев 15 #22

Добрый день! Коллеги тут Вам много интересного предложили.. Вот мой рецепт (придумал не я конечно, но применяли было дело) дешево, сердито, и работает:

Концепция компановки ГНО следующая:

- хвостовик (2-ку, 2.5) спускаем ближе к ИП (или ниже - если зумф позволяет), цепляем на кожух УЭЦН (новомет или варианты, обеспечит достойное охлаждение ПЭДа) + сдвоеный газосепаратор - диспергатор - должно работать. Считайте, пробуйте. Все элементы компановки можно найти у отечественных производителей, это сейчас для большинства из нас актуально.

MironovEP 2075 11
Фев 15 #23

valer пишет:
MironovEP пишет:

2.была еще тема по циркуляции агента (нефть или вода) в затруб работающей ЭЦНом нефтяной скважины, но это делалось для поддержания давления на приеме. в данном же случае можно просчитать с точки зрения дополнительного охлаждения при циркуляции.

Интересное предложение, а где можно глянуть? Про ШГН надо забыть, ниже насоса не откачает, хвостовик не спасает. Газлифт, струйник. А плунжерлифт у меня работает, правда в ручном режиме. А сколько им сйчас придётся заводнять, кто на это пойдёт?

в Башнефти или Татнефти помнится хвастались

MironovEP 2075 11
Фев 15 #24

DMITRILZ пишет:

Добрый день! Коллеги тут Вам много интересного предложили.. Вот мой рецепт (придумал не я конечно, но применяли было дело) дешево, сердито, и работает:

Концепция компановки ГНО следующая:

- хвостовик (2-ку, 2.5) спускаем ближе к ИП (или ниже - если зумф позволяет), цепляем на кожух УЭЦН (новомет или варианты, обеспечит достойное охлаждение ПЭДа) + сдвоеный газосепаратор - диспергатор - должно работать. Считайте, пробуйте. Все элементы компановки можно найти у отечественных производителей, это сейчас для большинства из нас актуально.

ну вот  - это более конкретно чем я предложил... должно работать. в Новомет обратитесь, рассчитают все

Vervel 5 12
Фев 15 #25

DMITRILZ пишет:

Добрый день! Коллеги тут Вам много интересного предложили.. Вот мой рецепт (придумал не я конечно, но применяли было дело) дешево, сердито, и работает:

Концепция компановки ГНО следующая:

- хвостовик (2-ку, 2.5) спускаем ближе к ИП (или ниже - если зумф позволяет), цепляем на кожух УЭЦН (новомет или варианты, обеспечит достойное охлаждение ПЭДа) + сдвоеный газосепаратор - диспергатор - должно работать. Считайте, пробуйте. Все элементы компановки можно найти у отечественных производителей, это сейчас для большинства из нас актуально.

Хороший вариант для данного случая! Если память не изменяет в Ухте по такой схеме работаю со спуском хвостовика ниже ИП и газосепаратором.

Л.Ю. 91 11
Фев 15 #26

Какой коллектор? Залежь многопластовая?

helgibh 62 8
Фев 15 #27

Если и дальше не заморачиваться с системой ППД, то много нефти будет захоронено, лифт ситуацию не спасет. В канаде на Pembina Cardium такая же ситуация была: работа на истощении, рост ГФ со 100 до 300-500 и падение дебитов нефти. Решили проблему вводом ППД (пробовали газ качать - не пошло, вода - нормально). Через 3-5 лет после начала закачки ГФ вернулся к начальным значениям. Скважины работали на ШГН, но там не так глубоко. 

Petroleum_21 34 12
Фев 15 #28

Reservoir engineer пишет:

Коллеги, помогите решить проблему добычи нефти (воды  и газа) из скважин.

Текущее пластовое давление, скорее всего, ниже давления насыщения. Начальное пластовое давление 412 атм., давление насыщения – 157 атм., текущее пластовое давление по официальным данным 180атм, но газовый фактор, по некоторым скважинам, вырос до 300 - 1000 м3/м3 (минимальное значение 300 м3/м3), при начальном 100 м3/м3. Поддержание пластового давления не проводили. Планируют начать через месяц.

Остальные параметры: вязкость – 0.6 сПз, плотность – 0.85, объемный фактор – 1.3, температура пласта 152 град. цельсия, глубина залегания пластов 2600 – 2700 метров.

Скважины эксплуатируются ЭЦНами, все висят на глубине на 500 - 700 метров выше верхних дыр интервала перфорации, говорят температура пласта высокая (температура 152 град. цельсия) боятся спускать. Часть скважин в периодике. Притоки жидкости от 3 до 10 м3/сут.

Коллеги, подскажите, что можно сделать в данном случае? У кого есть опыт решения таких проблем? Будет здорово если подскажите способы применение альтернативных методов подъема жидкости из скважин?

На приведённых скважины наблюдается комбинированное воздействие нескольких осложняющих факторов. Единственное решение для подобных ситуаций - применение КЭС (см. вложенный файл). Но при высоком газовом факторе КЭС в "чистом виде" неприменим. Если требуется, могу пояснить, почему.

Для реализации КЭС на скважинах с высоким газовым фактором в состав оборудования необходимо включить специальный клапан. Он разработан. В прошлом году изготовлены опытные образцы. Если у Вас есть желание, можно провести ОПИ.

Zorg 588 12
Май 15 #29

Посмотрел SPE вебинар по струйным и гидропоршневым насосам. http://eo2.commpartners.com/users/spe/session.php?id=14264

Судя по описанию, эти насосы могут подойти к рассматриваемым условиям.

 

Albert 7 12
Ноя 15 #30

Добрый день, Reservoir engineer

Хочу прокомментировать вариант с газлифтом. В вашем случае уже имеется достаточно свободного газа в скважине и нагнетание дополнительного газа (для реализации газлифта) скорее всего ничего не изменит (я сталкивался с такими скважинами). Для начала нужно понять причину падения дебита, связана ли она с другими факторами помимо снижения пластового давления (скин, неоптимальный дизайн заканчивания)? Необходимо актализировать данные добычи (дебит, устьевое давление,  газовый фактор, обводенность продукции) + провести замеры текущего пластового давления или забойного давления (статика / динамика). По этим данным выполнить анализ производительности скважины (Nodal Analysis - WEM или Prosper), и подобрать оптимальный насос (здесь же получите ответ - поможет ли газлифт). Вполне возможно, что достаточно поменять дизайн ЭЦН. В любом случае, замена ЭЦН-ов на газлифт или струйный насос повлечет за собой существенные капитальные затраты (создание инфораструктуры и т.д.), и при нынешних ценах на нефть вряд ли кто-то на это пойдет. Нужно оптимизировать работу имеющегося оборудования. Возможно нужно провести реперфорацию, изолировать интервалы поступления газа и воды - если имеются..

Go to top