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?
Газлифт.
ЭЦН с мультифазником в КЭС, можно со струйником попробовать покалдовать... 152 градуса это страшно, hotline можно и заглубить при желании - вопрос цены.
Посейдон? насос для случаев с высоким ГФ...Вроде на оторочках уренгойского применяли их.
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.
Судя по разнице между начальным пластовым давлением и давлением насыщения, месторождение чисто нефтяное.
А как долго ваши скважины работают без ППД?
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.
А как на счет реализации заводнения?
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.
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.
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.
Для проекта где дебиты по 10 кубов, компрессор будет несколько дороговатым решением)
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
А где территориально находиться месторождение? Сибирь? Изотерма как на Камчатке.
По идее это скважина под дискретный газлифт. Скиньте майл, отправлю презентацию.
Еще два вопроса.
1) Какое давление на устье ?
2) Какой профиль скважины?
Если классически, то это скважина под плунжерный лифт. Но в Российской действительности об этом методе добычи забыли.
128 - 138 градусов, для 700 и 500 метров над ИП соотвественно.
С начала разработки, в районе 10-ти лет
Давление на устье 3.5 атм.
Скважины практически все вертикальные
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.
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?
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.
в Башнефти или Татнефти помнится хвастались
ну вот - это более конкретно чем я предложил... должно работать. в Новомет обратитесь, рассчитают все
Какой коллектор? Залежь многопластовая?
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.
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.
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.
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..