квч что это в нефтедобыче

Квч что это в нефтедобыче

ных частиц (КВЧ) в 3-5 мг/л такие скважины имеют достаточно высокие удельные коэффициенты приемистости и при разумных забойных давлениях характеризуются высокими устойчивыми расходами воды. Как правило, не требуют специальных методов повышения фильтрационных характеристик призабойной зоны.

Ко второй группе относятся скважины, вскрывшие коллекторы пониженной проницаемости, часто малоустойчивые и небольшой толщины. Успешное освоение таких скважин возможно только при использовании методов искусственного повышения фильтрационных характеристик ПЗС. Даже при этом удельные коэффициенты приемистости невысоки, а со временем приемистость снижается. Закачка воды в такие скважины сопряжена с ее тщательной подготовкой и с особыми требованиями по содержанию взвешенных частиц.

Обычно освоение нагнетательных скважин ведется многими из вышеописанных способов, но жестко контролируемым параметром остается содержание КВЧ.

Приведенные цифры говорят не только о серьезной проблеме в эксплуатации нагнетательных скважин, но и в целом о проблеме поддержания пластового давления закачкой воды.

ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН И ПЛАСТОВ

В настоящее премя известно много различных методов исследования скважин, но только гидродинамические исследования выполняются силами нефтедобывающих предприятий и являются неотъемлемой частью процессов регулирования выработки запасов углеводородов.

Под гидродинамическими исследованиями скважин и пластов будем понимать совокупность различных мероприятий, направленных на измерение определенных параметров (давление, температура, дебит, время и др.) в работающих или остановленных скважинах и их регистрацию. Зачастую при этом отбираются пробы продукции, направляемые в специальные исследовательские лаборатории.

Исследования проводятся специальными бригадами с использованием соответствующей техники и измерительных приборов.

К гидродинамическим исследованиям будем относить термодинамические и дебитометрические исследования скважин.

3.1. ЦЕЛИ ИССЛЕДОВАНИЙ

Цели гидродинамических, термодинамических и дебитометри-ческих исследований скважин и пластов многочисленны, но к основным из них относятся:

1. Выделение продуктивных горизонтов с их качественной и количественной характеристиками.

2. Определение параметров призабойной зоны скважины и пласта, насыщенных флюидами:

— послойная и зональная неоднородность;

— глинистость, песчанистость и др.;

3. Определение по отбираемым пробам свойств насыщающих залежь флюидов:

— физические свойства (плотность, вязкость, коэффициент сжимаемости и др);

— химический состав флюидов (нефти, газа и воды);

— давление и температуру;

— газонасыщенность и др.

4. Определение комплексных параметров, характеризующих систему «коллектор-флюид»:

— коэффициент проводимости (гидропроводности) khl\x\

— коэффициент подвижности kl\x;

— коэффициент упругоемкости Р

— коэффициент пьезопроводности ж

5. Получение сведений о режиме дренирования:

— однофазная или многофазная фильтрация;

— наличие газовой шапки;

— расположение ВНК и ГНК.

6. Получение сведений о темпе падения пластового давления (или о его изменении).

7. Получение информации о термодинамических явлениях в призабойной зоне скважины и проявлении эффекта Джоуля-Том-сона при течении продукции из пласта в скважину.

8. Контроль процесса выработки запасов углеводородов и прогноз этого процесса во времени.

9. Получение сведений о притоке (приемистости) скважины по толщине продуктивного горизонта (дебитометрические исследования).

10. Оценка необходимости применения искусственного воздействия на залежь в целом или на призабойную зону скважины.

И. Определение основных характеристик скважин:

— коэффициент продуктивности (приемистости);

— приведенный радиус скважины;

— максимально возможный и рациональный дебиты скважины;

— коэффициенты обобщенного уравнения притока.

12. Получение необходимой информации для выбора рационального способа эксплуатации скважин.

13. Получение необходимой информации об энергетическом состоянии разрабатываемой системы и его изменении по времени.

Источник

При единой системе организации ППД нагнетаемая вода должна по качеству соответствовать нормативам для самых низкопроницаемых пластов. Таким образом, согласно ОСТ 39-225-88 используемая для системы ППД Кудринского месторождения вода должна соответствовать нижеперечисленным требованиям.

Допустимое содержание твёрдых взвешенных частиц в нагнетаемых водах не должно превышать 3 мг/л, а остаточных нефтепродуктов – 5 мг/л.Наличие мехпримесей является одним из основных факторов, вызывающих снижение проницаемости призабойной зоны пласта при использовании как пресных, так и пластовых вод. Мехпримеси присутствуют в воде как «изначально» (песок, частицы слагающих породу минералов, глин, гидроокиси железа, малорастворимых солей, агрегаты асфальтенов, кристаллики парафинов и пр.), так и образуются в результате различных химических реакций, протекающих при контакте закачиваемых вод с пластовой водой, нефтью и породой, химическими реагентами.

Оценка качества подготовки рабочего агента – воды – проведена на основании обзора результатов анализов проб воды на содержание твердых взвешенных частиц и остаточных нефтепродуктов за 2002-2005 гг. (таблица 4.2.2.2). Результаты анализов предоставлены химико-аналитической лабораторией ЦППН-2 ОАО «НК «Роснефть-Юганскнефтегаз».

Как видно из представленных в таблице 4.2.2.2 данных, содержание твёрдых взвешенных частиц в пробах закачиваемой воды в 2003 г. варьируется от 10,0 мг/л до 283,0 мг/л, в 2004-2005 г. – от 18,0 до 175,0 мг/л, т.е. не соответствует нормативным показателям. Превышение допустимых нормативов по КВЧ составляет, в основном, от 3 до 20 раз. Максимальные значения являются единичными («залповыми») выбросами и существенно (в 58-95 раз) превышают допустимую норму.

Таблица 4.2.2.2 – Результаты анализа закачиваемой с КНС «Кудринка» воды на содержание твердых взвешенных веществ, отобранных в 2003-2005 гг.

Источник

Нефть, Газ и Энергетика

Блог о добычи нефти и газа, разработка и переработка и подготовка нефти и газа, тексты, статьи и литература, все посвящено углеводородам

Влияние КВЧ

Прежде всего, изнашиваются защитные втулки вала и ступицы направляющих аппаратов. Эта пара трения работает как радиальный подшипник скольжения. В зазор между втулкой и ступицей неизбежно попадает пластовая жидкость, играя при этом роль смазки. При нормальных условиях работы и соответствующем составе пластовой жидкости данный узел может полноценно работать не один год. Однако в пластовой жидкости часто содержится песок и иные мех примеси, что является превосходным абразивным материалом.

На данном этапе (пока насос не изношен) особую опасность представляют мелкие частицы, способные проникнуть в зазор между втулкой и ступицей направляющего аппарата. Начинается износ. Небольшая потеря материала ведет к эксцентрическому вращению (биению) вала. Это биение сильно увеличивает боковую нагрузку на подшипники, что ведет к ускоренному износу. При смещении вала в сторону от центра, осевая нагрузка на вал заставляет его продольно изгибаться, что увеличивает боковую нагрузку на подшипник. Тонкий и длинный вал, испытывая осевое усилие, стремиться принять волнообразную форму близкую к синусоиде.

Особое влияние на наработку на отказ оказывает осевой износ, который выражается в износе упорных колец (текстолитовых шайб) и их контактирующих поверхностей в насосной ступени (бурты направляющих аппаратов). Осевые усилия, создаваемые плавающим рабочим колесом, воспринимаются упорными кольцами внутри самой ступени. Подобно радиальным подшипникам упорные поверхности этих осевых колец смазываются и охлаждаются добываемой жидкостью. Абразивные частицы, попадая в зону контакта шайбы колеса и бурта направляющего аппарата, истирают материал упорных колец и сам металл ступени.

Осевую нагрузку, действующую на вал воспринимает узел пяты насоса. И соответственно происходит износ шайбы пяты и подпятников.

Износ вала насоса выражается, как правило, в образовании на нем глубоких кольцевых каналов. Причиной появления этих каналов является электрохимическая коррозия, а наличие механических примесей повышает интенсивность износа рабочих органов.

Центробежные насосы являются модернизацией существующих конструкций и полностью взаимозаменяемы с ними как по гидродинамическим характеристикам, так и по размерам.

Все детали осевых и радиальных подшипников в насосах выполнены из современных материалов:

-осевые опоры из карбида кремния или силицированного графита или твердого сплава;

-радиальные подшипники из абразивно-стойкого материала «КАРСТ»

Для работы в скважинах с содержанием абразивных частиц свыше 500 мг/л рекомендуется устанавливать «активные» опоры, представляющие собой ступени требуемого номинала, у которых ступицы колеса и аппарата выполнены из материала «КАРСТ»

Источник

Кратковременная эксплуатация скважин для добычи вязкой нефти с помощью УЭЦН

Характерной особенностью современной нефтедобывающей отрасли промышленности является увеличение в мировой структуре сырьевых ресурсов доли трудноизвлекаемых запасов (ТИЗ).

Рис. 1. Распределение ресурсов вязкой нефти по административным регионам России

Из экономически эффективных способов добычи вязкой нефти можно отметить механизированную добычу с помощью винтовых насосных установок с поверхностным приводом. В России данный вид оборудования рас­пространен слабо. Во-первых, потому, что винтовые насосные установки представлены на отечественном рынке в основном импортными образцами, имеющими высокую стоимость. Во-вторых, для Российских условий более предпочтительны погружные винтовые насосные установки (УЭВН). Но предлагаемые на рынке УЭВН как оте­чественные, так и импортные, обладают низкой надежностью, в первую очередь, из-за отсутствия погружного тихоходного высокомоментного привода.

При использовании УЭЦН проблемы начинают проявлять себя при добыче средневязкой нефти. Один при­мер из опыта работы нашей компании. Вязкость нефти на Тананыкском месторождении ОАО «Оренбургнефть» со­ставляет 24,7 мПа-с. Казалось бы, вязкость небольшая. Но образование вязких водо-нефтяных эмульсий (ВНЭ), усугублявшееся значительной концентрацией взвешенных частиц (КВЧ), приводило к существенному сокраще­нию межремонтного периода (МРП), ограничению отборов нефти, повышенному расходу электроэнергии и, как следствие, увеличению себестоимости добычи нефти. Значительная часть скважин данного месторождения имела средний МРП менее 100 суток и относилась к часто ремонтируемому фонду (ЧРФ). Как правило, не был реализо­ван потенциал скважин.

Приведенные примеры показывают наличие значительного потенциала как по увеличению объемов добычи, так и по снижению ее себестоимости. Для достижения означенных целей необходимо решить несколько задач организационно-технологического плана. Основными технологическими задачами, как видно из приведенных выше примеров, являются решение проблем образования вязких ВНЭ и выноса песка. Эти задачи решаются применением кратковременной эксплуатации скважин (КЭС) при форсированных отборах (ФОЖ).

Впервые метод ФОЖ был внедрен в Самарском регионе более 60 лет назад, но как основная технология стал широко использоваться только в конце 1990-х гг. В 2000-2005 гг. В ходе опытно-промысловых работ (ОПР) был лучен опыт применения ФОЖ, выявлена его эффективность, в том числе и для месторождений вязких нефтей. Появление метода ФОЖ на месторождениях с вязкими нефтями основано на технологии «холодной добычи» (ТХД), появившемся в Канаде в 80-х годах прошлого века.

Холодная добыча представляет собой нетрадиционный способ первичной добычи, при котором песок извлекают вместе с нефтью, водой и газом. Он реализуется в вертикальных, наклонных или наклонно-направленных скважинах с применением винтовых насосных установок с поверхностным приводом. Темп добычи существенно увеличивается по сравнению с традиционным.

Упомянутый выше метод ФОЖ в части разработки и эксплуатации месторождений вязкой нефти был основан на ТХД. Однако самарские и канадские месторождения имеют ряд существенных отличий (табл. 2). Наиболее существенные отличия: большая глубина залегания, разная степень сцементированности коллекторов, меньшая вязкость нефти. Сходные горно-геологические условия имеют месторождения Ульяновской области, а также южных районов Татарстана, в основном Нурлатского района. Следствием указанных отличий явилось предпочтение УЭЦН для добычи нефти на данных месторождениях.

Таблица 2

Сравнение геолого-физических параметров самарских и канадских месторождений

Источник

Увеличение добычи нефти в настоящее время

Повышение эффективности эксплуатации скважин, добывающих нефть с высокой концентрацией твердых частиц, путем совершенствования методов прогнозирования накопления мехпримесей и создания новых технологий их выноса. Расчет работы скважин в настоящее время.

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Общая характеристика работы

Вопрос увеличения добычи нефти в настоящее время не теряет своей актуальности. По мере разработки месторождений складываются условия, требующие массового перевода фонда скважин на механизированную добычу. Основным механизированным способом на большинстве месторождений РФ является эксплуатация скважин с помощью установок электроцентробежных насосов (УЭЦН).

Вследствие этого в последнее десятилетие на скважинах, оборудованных УЭЦН, наметилась устойчивая тенденция увеличения отказов оборудования по причине высокого содержания в продукции мехпримесей, выносимых из пласта за счет техногенного воздействия.

Существующие в настоящее время способы уменьшения количества взвешенных частиц (КВЧ) в продукции механизированных скважин недостаточно эффективны.

Поэтому перспективными направлениями решения проблемы являются дальнейшее совершенствование разработки методов прогнозирования накопления мехпримесей в продукции и выбор технологий, направленных на минимизацию КВЧ.

Повышение эффективности эксплуатации скважин, добывающих нефть с высокой концентрацией твердых частиц, путем совершенствования методов прогнозирования накопления мехпримесей и создания новых технологий их выноса.

Основные задачи исследований

Анализ причин отказов в работе скважин, оборудованных установками электроцентробежных насосов. Обзор существующих научно-технических решений по прогнозированию накопления, а также защите внутрискважинного оборудования от влияния мехпримесей в продукции. Анализ механических свойств горных пород и обзор современных механико-математических моделей, описывающих поведение пористых сред, насыщенных жидкостью.

Разработка модели разрушения коллектора и переноса твердой взвеси жидкостью в пористой среде.

Разработка рекомендаций по выбору технологического режима работы скважин, обеспечивающего минимальное содержание мехпримесей в продукции, выносимых потоком жидкости.

Методы решения поставленных задач

При теоретическом анализе в работе использовались методы математической физики, подземной и трубной гидравлики, теории вычислений и программирования, а также общие методы математического моделирования, в том числе с применением ПЭВМ. Отдельные задачи подземной гидравлики и геомеханики решались численными методами. При исследовании образцов мехпримесей, отобранных из скважин, применялась рентгеновская дифракция и гранулометрия. Теоретические исследования подтверждены вычислительными экспериментами и статистическим геолого-промысловым материалом об эксплуатации добывающих нефтяных скважин.

Разработана расчетная схема определения количества взвешенных частиц в продукции добывающей скважины по изменению численного значения коэффициента распора ().

Разработана гидродинамическая нестационарная инерционная модель фильтрации жидкости в пористой среде призабойной зоны скважины. Доказано, что на процесс перераспределения давления при фильтрации упругой вязкой жидкости в упругой пористой среде влияет ее инерционность. Создана модель перемещения твердых частиц в потоке жидкости, фильтрующейся через пористую среду. Модель учитывает адсорбцию взвеси на поверхности коллектора, приводящую к изменению проницаемости пористой среды из-за уменьшения эффективной пористости и позволяет получить изменение концентрации твердой фазы в пластовом флюиде во времени и пространстве.

Создана система управления процессом освоения и эксплуатации скважин, исключающая разрушение коллектора путем регулирования предельно допустимых значений расхода жидкости, пластового и забойного давлений, а также характеристик центробежного насоса.

Основные защищаемые положения

1. Методика определения количества взвешенных частиц в продукции скважин по коэффициенту распора ().

2. Механизм движения твердых частиц по стволу скважины, учитывающий скорости потока флюида, соответствующие режимам работы электроцентробежных насосов, и физико-химические свойства откачиваемой жидкости.

3. Модель перемещения твердых частиц в потоке жидкости, фильтрующихся через пористую среду.

4. Система управления процессом освоения скважины с УЭЦН, откачивающей жидкость с допустимым содержанием механических примесей.

эксплуатация скважина нефть мехпримесь

По теме диссертации опубликовано 4 печатные работы, в том числе одна статья в издании, входящем в перечень ВАК. Три статьи опубликованы без соавторов.

Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения и списка используемой литературы. Текст диссертации изложен на 107 страницах и содержит 40 рисунков, 2 таблицы. Список литературы включает в себя 102 наименования.

Основное содержание работы

Во введении обосновывается актуальность темы работы, сформулированы цель и задачи исследований, излагаются научная новизна и практическая ценность.

В первой главе выполнен анализ причин выхода установок электроцентробежных насосов из строя, рассмотрена классификация отказов по узлам и деталям УЭЦН по нефтегазодобывающим предприятиям нефтяной отрасли России. Установлено, что количество подземных ремонтов скважин c УЭЦН, связанных с наличием в перекачиваемой жидкости твердой мехвзвеси, составляет в среднем 1015%, за последние 10 лет доля отказов по этой причине возросла в 1. 5 раза. Например, по ОАО «Самаранефтегаз» доля ремонтов по причине КВЧ в период 1995-2004 г. г. выросла с 12. 4% до 17%.

Скважины с высоким КВЧ (более 60 мг/л) в продукции составляют основу часто ремонтируемого фонда скважин (МРП

Источник