Добрый день, уважаемые коллеги. Я достаточно далек от обозначаемой темы, поэтому нужен ваш совет.
Краткие вводные:
есть практически неразрабатываемая залежь. АНПД, до верхних дыр 2150 метров, Пластовое давление 160 атм, Давление насыщения 156 атм, пластовая температура 12 С, воды нет.Плотность нефти при 20 С - 860, вязкость при 20 С - 24,2 мм2/с. Парафинов в нефти - 3%, асфальтенов - 4%, смол - 27%.
Т.е. пласт холодный, нефть достаточно вязкая и папафинистая.
Работает УЭЦН, спущен на глубину 1980 метров. Скважина работала с давлением на приеме УЭЦН 60 атм, затруб 3атм., при этом дебит составлял порядка 35 м3/сут. Дальше начали снижать давление давление на приеме УЭЦН, при этом столкнулись с тем, что дебит мало того что не растет, но при этом и вроде как снижается.
Исходя из этого, вопрос: может ли быть такое, что при увеличении депрессии на пласт дебит начинает уменьшаться? С чем это может быть связано?
а что, в вашей компании нет разработчиков, геологов? они свои мысли не выдали по этому вопросу?
технологи что про ЭЦН рассказывают? токи, загрузка, напряжения как себя ведут? регулировали частотником? вообще правильно ли подобрали типоразмер (частотником тоже много не накрутишь).
конечно может снижаться дебит. а вот с чем это связано, надо выявлять.
например судя по температуре парафины у вас начиная с забоя скважины могут выпадают, как следствие забиватют трубы, насос.
может сам пласт не вытягивает.
ну если в теорию углубиться то надо почитать материалы по Индикторные диаграммы, системный анализ, исследования скважин на установившихся режимах.
Уровни отбейте, может у вас уже динамический уровень ниже подвеса насоса становится. При таких неблагоприятных параметрах которые вы описали там может быть все что угодно от запарафинивания, срыва подачи по газу, до, как уже было сказано выше, снижения динамического уровня ниже критической отметки. Надо проводить ГДИ.
Вы пробовали повышать давление давление на приеме УЭЦН, дебит как себя ведет? Если продолжает падать (или не реагирует), то увеличении депрессии на пласт и снижение дебита никак не связаны.
Вы написали, что у вас давление насыщение 146 атм, при этом пластовое 150. На месторождении есть система ППД? Вы динамику Газового Фактора смотрели? Возможно увеличилось кол-во свободного газа в трубе и он начал существенно влиять на кол-во нефти в трехфазном потоке по трубе. Дебит по нефти, в таком случае, может уменьшаться с увеличением депрессии.
Возможен вариант, что насосу не хватает напора для откачки большего количества жидкости.
Можете подсказать типоразмер спущенного насоса?
Для расчета развиваемого насосом напора также необходимо знать устьевое давление и внутренний диаметр НКТ.
Сколько скважина проработала до оптимизации?
Сколько стало Рпр после оптимизации?
Чем замеряется дебит? Как часто?
)) тут целое совещание техническое уже собралось, а топикастера все нет)
мне кажется такие неоднозначные вопросы возникают когда какой нибудь банк решает заняться добычей нефти, генерального и главбуха на работу взяли, и оператора на скважину одного))))
В таких шарагах всегда есть хитрожопый главный геолог отработавший n-количество лет в роснефти или газпреме
Параметры УЭЦН (токи, температура ПЭД и т.д.) - без изменений. Именно регулировали частотником, с 40 до 44 Гц. Типоразмер подобрали неправильно - скважина изначально разведочная (писал выше что залежь не разработывается), и геологи дали данные на приток в 70-80 кубов. Исходя из этого, был спущен ЭЦН80. По факту, приток оказался 30-35 м3.
Разработчики и геологи у нас мало что могут сказать, так как опыта работы с такими объектами нет.
ППД нет. Газовый фактор практически не меняется, колеблется в диапазоне 80 - 95 м3/тн.
Геологом было высказано такое предположение
Изначально нефть при давлениях близких к давлению насыщения находилась в состоянии с большим количеством растворенного газа. Дальше, по мере снижения забойного давления ниже давления насыщения, газ начинал выделяться из нефти, и нефть вследствие своей низкой температуры и довольно высокой вязкости начинала терять текучесть и как следствие хуже "притекать" в скважину. Т.е. пока газ в ней растворен - приток есть, как только газ уходит - приток становится хуже. Такое может быть?
Ну и про выпадение парафинов в ПЗП при таких низких температурах, уже думали. Планируем обработку растворителем.
Ну мнение геологов понятно, но думаю для этого случая это наименьший сказывающийся фактор. У вас итак видно что вязкая нефть высокой плотности.
Мне все таки кажется что тема с АСПО и проблемы с ГНО наиболее реальна, тем более с такими низкими температурами, да и частотником особо не надо баловаться, скважина - это не водопроводный кран.
Судя по давлению на приеме запас по жидкости то есть (кстати как изменилось давление на приеме после регулировки частоты?).
Предлагаю план меропритий набросать:
1. Провести горячую обработку через АДПМ (только тут технолог должен подключиться, на какие температуры рассчитано оборудование). Нужна инфа по плавлению парафинов в вашей нефти. может есть вариант большой объем на небольших температурах прокачать, что бы оборудование не сжечь.
Если АДПМ нет, то химия нужна. но тут от АСПО зависит. не всякие растворители отмывают АСПО.
2. Если это не поможет надо насос доставать. смотреть что с ним. мыться на технологических трубах
3.Ну и предусмотреть на следующий спуск греющий кабель + оптимизация типоразмера ЭЦН.
Ну это я на своем опыте основываюсь. были примерно такие же скважины.
Может коллеги свой опыт озвучат.
Еще раз повторю вопросы - сколько скважина работала до оптимизации, насколько уменьшилось Рпр, как меряли дебит.
Это может быть просто неустановившийся режим.
Что за объект такой? пласт в смысле?
Насос изначально на какую частоту подбирали, на 50 Гц? А потом по реальным результатам перешли на 40 Гц?
ЭЦН 5-80 на 40 Гц имеет оптимальную подачу 75 м3. У Вас дебит скважины более чем в 2 раза меньше. Насос работает в левой зоне напорной характеристики за пределами рабочей зоны. Кроме того, подбор, скорее всего вели по каталожным (водяным) характеристикам. Реальные характеристики на имеющейся пластовой жидкости хуже.
Лучший вариант перейти на КЭС. Частоту повысить, например: до 55 Гц. Если есть ТМС, установить требуемые пороги срабатывания по показаниям датчика внешего давления. Или установить время откачки 3 минуты, время накопления 7 минут и подстраивать их по показаниям эхолота по требуемому забойному давлению.
ну что, есть новости с фронта?
как вариант замените ЭЦН на ЭВН, кпд у него ниже но он предназначен для работы в осложненных условиях особенно когда высокое КВЧ и парафиноотложения.
у вас есть положительный опыт применения ЭВН??? особенно когда КВЧ?
можете ссылку, почитать. "во времена моей молодости" только опытные внедрения были и в основном неудачные, то уплотняющие элементы "дубели", то вал ломался. на глубинах свыше 1500 вообще не использовали.
ОАО Татнефть, ОАО Удмуртнефть - там спускают компоновки ОРД с ЭВН ,УШВН и т.д.