Недавно приехал с промысла. Ощущения не из приятных... Группа месторождений на завершающей стадии разработки, половина фонда в КРС, остальные дышат на ладан, но главное даже не это. Газ/нефть - единственное средство для существования для небольшого городка на полнейшем отшибе, повсюду даже не бедность - убогость. На фоне этого - и сами месторождения не из легких.От нас преимущественно ждут предложений по мех. фонду. Глубины 3700-4000 м, нефть парафинистая, скважины низкодебитные. Собственно скважины мехфонда: 1-2 т/сут, эксплуатируются винтовыми насосами Netzsch, которые выдерживают не более 6-8 мес (клин ротора, деформ. элластомера). Сегодня измеряли стат. уровень в затрубе - 2200, то есть уже на грани возможностей напора винтового насоса (да и штанговых). Для газлифта не хватает ни окрестного газа, ни его давления. Для ЭЦН маловат дебит. Мне в этом случае на ум приходят только струйные насосы.Какие ваши мнения? Есть ли негативный опыт со струйниками?
Газовый фактор какой?
ГФ свыше 1500 м3/т. В трубах стат. уровень эхолот не мог однозначно измерить (950-2500 м) - при продувке парафиновая "стружка" вылетала. Давление труб/затр = 80/73 ат
Амиго, ништяк у тебя газовый фактор. При таком можно смело юзать плунжер лифт, причем там есть специальные формы его поверхности для удаления отложений парафина.
Почитать в деталях можно в этой книге - Ли _ Эксплуатация обводняющихся газовых скважин. Там хорошая глава о подборе плунжер-лифта. Книга здесь - http://www.mediafire.com/view/?kd54u8nrvggbvd5
Спасибо! Буду думать. Помню, что у нас когда-то пробовали, но на газовых скважинах для выноса воды с забоя. Что-то там накриворучили и загубили идею в зародке. Хорошо, рассмотрю и это.
Дебит маловат для плунжера, хотя если в периодике. У нас минимальный суточный на плунжере по жидкости 0,3 м3/сут, но это в пересчёте на период работы получается 1,2 м3. ГФ=1000 м3/т. Обводнённость какая?
Есть группа скважин с ГФ 900-1500, другая - 250-350 м3/т. обводненность преимущественно 7-20 %, по одной 35%, еще одной 58 %. Системмы ППД нет.
Еще пару вопросов, чтобы выстроилась цельгая картинка. Сколько лет месторождение(я) в разработке? Сколько скважин? Почему нет ППД? Запасы слишком маленкие и ППД не окупается? С давлением у вас что? А также каковы были начальные дебиты? Какие методы стимулирования скважин применялись?
Давление видимо что-то 240-250 ат, судя по уровням. Вообще, при таких дебитах и таких глубинах... мрак!
Месторождение многопластовое, нефть подтверждена в нижнем визее и девоне (всего 4 пласта, в 2 газовые шапки), есть еще небольшие газовые залежи, тектонически разбитое на блоки. Пласты 3-4 м. Объекты разбуривались неодновременно, поэтому одни горизонты разрабатываются 20 лет - другие 5. Газовые шапки увы тоже разрабатывались и теперь посажены. Фонд скважин: 3 фонт. (3,5-2 т/сут), 1 фонт. МНД (2 т/сут), 2 Винт. насосы (1-1,5 т/сут), 7 в ожидании КРС из них скорее всего только 2 можно реанимировать. ППД не планировалось изначально так как НедроИСпользователь над такой "ерундой" не заморачивается даже на м-р-ниях и побольше этого, ну а сейчас запасов не хватает. С давлением при глубине 3700-4000 м еще более-менее за счет того что вовремя остановили разработку газовых шапок, Рпл=200-250 ат. Во время частых остановок "нетчей" во благо Плану по добыче, велась продувка компрессором, которая привела к обводнению. Начальные дебиты нефти сказать трудно поскольку все первичные исследования проводились по "газовой" схеме, т.к. поначалу считалось что это газоконд. залежи. В самых новых скважинах нач. дебит = 12-9 т/сут. По рассказу гл. инженера промысла интенсификация проводилась только на одной скважине - КО, которая из-за технологических просчетов пользы не принесла.
Полностью с Вами согласен. Это - реалии СНГ, просто на этом м-р-нии он пришел быстрее... Мне жаль тех людей, которые честно там работают. Я не встретил ни одного субъекта с "запахом". Люди боятся потерять работу, поскольку других перспектив там нет. Я не сентиментален, но на меня, парня с 3-х летнем опытом работы, там искренне смотрели с надеждой, поэтому и хочется помочь.
Можно предложить струйный насос и 2-х рядный лифт. Есть компания в Нижневартовске - Нефтебурсервис. У них весь спектр наземного и подземного оборудования для эксплуатации струйными насосами. Имеет богатый опыт работы на Самотлоре. сейчас работают на Талинской площади в Нягани. Вся инфа на сайте www.nefteburservice.ru.
Инфа по исследованиям на работе. В понедельник гляну - какие уровни, забойные, дебиты были. инфа по Самотлору.
Вообше винтовой при таких ГФ это вредительство. Эластомер не расчитан на сухое трение. У нас тоже был опыт, негативный, ГФ пониже, 200 м3/т, месяца не отработал. Есть вариант высоконапорный ЭЦН с газосепаратором, но там ещё с температурой проблема, вот тут обсуждалось http://www.oilforum.ru/topic/6783-akspluatacija-uacn-pri-glubine-spuska-bolee-3000-m/ А так конечно проситься газлифт.
Газлифт предполагает подачу относительно холодного агента - газа, что в случае с парафинистой нефтью не очень, плюс есть подозрения что при продувке компрессорами из-за неконтролированой депрессии подтянули воду.
Плунжерный лифт - вариант хоть и экзотический, но возможен. Смущает только наявность движущихся деталей.
А вообще, спасибо большое за мнения. Пока для меня интереснее все же вариант со струйниками. МАСТЕР_С, не подскажите, какой рабочий агент на Самотлоре: газ или конденсат? в каком случае лучше использовать газ?
Плунжерный лифт - вариант хоть и экзотический
но у нас работает.
рабочий агент нефть. Зайдите на сайт НБС - там много инфы найдете. Есть мини-БКНС на 4 скважины. Рабочее давление 200 кгс.см2. Но на Самотлоре рабочие давления были в районе 130-160 кгс.см2. Компоновки беспакерные. Применялись в зонах с пониженным пластовым давлением (отсутствовала система ППД). После запуска ППД и по мере поднятия пластового давления струйные насосы заменены на ЭЦН. Очень высокий МРП - на некоторых скважинах около 2000 суток. ЭЦН насчет МРП в подметки не годится
. Максимальная глубина спуска насоса Н=2200. Но можно добавить хвостовик метров 300-400. Ниже минимальный набор данных из техрежимов - для ознакомления хватит.
Уважаемый Master_S , поясните ...
Компоновка без пакера , - как там струйный насос работает ?
..или я чего-то не понял ..
2-х трубный лифт. НКТ 3"выполняет роль доп. ЭК, внутри НКТ-1 1/2 или 2". Подача рабочего агента в НКТ2 " - отбор по затрубу 3". Плюсы -меньше расход расход рабочего агента, сохранность основной ЭК и контроль за работой установки и проведение исследований типа ИК и КВУ. "Минус" - 2-х кратное увеличение количества НКТ.
Спасибо, теперь понятно.
Согласен по струйникам что могут быть весьма надежны и дешевы в ремонте. Использовали их на удаленном участке с низкодебитными скважинами без ППД. Возможно ваш случай как раз их ниша - работа не на потенциале, не очень высокая обводненность, низкие затраты на обслуживание-ремонт и маленькие дебиты. Не знаю как они будут работать с высоким ГФ. По поводу качалок есть облегченные штанги на большие глубины, видел использование для газовых скважин, но это будет дороже. Плунжер не намного более экзотичен чем струйник, можно тоже рассмотреть внимательней. Скорее всего вам надо будет очень тщательно считать экономику каждого варианта.