Обоснование максимальной депрессии. Условия добычи нефтяного месторождения

1. ОБОСНОВАНИЕ МАКСИМАЛЬНОЙ ДЕПРЕССИИ

Российский государственный университет
нефти и газа
им. И. М. Губкина
ОБОСНОВАНИЕ
МАКСИМАЛЬНОЙ ДЕПРЕССИИ
Игревский Леонид Витальевич
Москва 2005

2. Виды индикаторных линий

3. Условия добычи

условиями нормальной выработки запасов из
нефтяного месторождения являются
Pзаб Рнас ,
Рзаб.н Рразр

4. Виды индикаторных

1.
2.
3.
Обычная
индикаторная
Режимы истощения
Подключение
пропластков,
самоочистка ПЗС,
формирование новых
трещин,
некачественные
результаты
исследования

5. Нелинейность индикаторной линии

силы инерции при движении жидкости,
движение двухфазной («нефть - газ», «нефть вода») или трехфазной смеси («нефть – газ вода»),
процессы облитерации при течении продукции
в пористой среде, связанные с разрушением
цементирующего вещества терригенной
породы или самого скелета породы со
снижением фильтрационных свойств.

6. Загибающаяся индикаторная

7. Фазовая проницаемость

8. Область эксплуатации скважины

Область благоприятной
эксплуатации
Давление насыщения
Область допустимой
эксплуатации
Критическое давление
Область недопустимой
эксплуатации

9. Критическое давление

критическое забойное давление, при котором
дебит скважины по нефти является максимально
возможным (потенциальным дебитом
Рзаб.кр
Рнас
МПа
3,5 68,33 10 G0
Рпл
3

10. Обоснование Рзаб.кр.

1 - месторождения Урало-Поволжья
2 - Вынгапуровское месторождение
3 - Северо-Варьеганское месторождение
4 - Варьеганское месторождение
5 - Талинское месторождение
G0
Рнас
Рпл

11. Опасность снижения Рзаб

Бесконтрольное и бездумное снижение
забойного давления в добывающих скважинах
существенно ниже давления насыщения может
привести к трансформации
высокоэффективного, например, упруговодонапорного режима дренирования в
низкоэффективный режим растворенного газа.
Примером такого подхода к разработке
является Талинское месторождение,
относившееся к месторождениям – гигантам

12. Практически полученные индикаторные линии

13. Каменное месторождение

Q, м3
0
2
4
6
8
10
12
14
0
2
ΔР, МПа
4
6
8
10
Факт по скв.№1005
Теор. по скв.№1005
Факт по скв.№1003
Теор. по скв.№1003

14. Ошворцевско–Дмитриевское м/р

Q , м 3 /сут
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
0
скв. 2007
0,5
Факт скв. 2007
скв. 2004
1
Факт скв. 2004
1,5
ΔР, МПа
2
2,5
3
3,5
4
4,5
5
скв. 2007
α=0.0462 1/МПа
А0 =5.248 м3 /(сут*МПа)
скв. 2004
α=0.0586 1/МПа
А0 =4.381 м3 /(сут*МПа)
–5
2
6
В0 =3*10 –6 (сут2 *МПа)/м6 В0 =5.3*10 (сут *МПа)/м
n=3
n=3
20

15. Ромашкинское месторождение

16. Варьеганское месторождение

17. Вынгапуровское месторождение

18. Снижение наработки при увеличении Нсп УЭЦН

19. Из доклада Маркелова

Наработка УЭЦН в зависимости от интервала спуска (без ГТМ и клинов)
по ОАО "Юганскнефтегаз" за 2001 г.
600
1 100
1 000
500
средняя наработка отказавших
УЭЦН
900
800
700
600
300
500
533
400
200
316
100
-
300
количество отказов
288
192
200
153
116
108
88
70
69
100
50
39
20
25
19
<1800 1 900 2 000 2 100 2 200 2 300 2 400 2 500 2 600 2 700 2 800 2 900 3 000 3 100 3 200
-
количество
наработка
400

20. Выводы

Распределение средней наработки на отказ
явно отражает, что на глубине до 1800 метров
погружное оборудование способно работать
стабильно и долго
Вероятно, этот факт связан с истоками
погружного машиностроения, когда погружные
системы рассчитывали под относительно
небольшие глубины
Практика показала, что ниже 2 километров
значительно снижается наработка
существующих погружных систем

21. Предложения – уменьшить длину УЭЦН

Увеличить частоту вращения
(Конструкция вентильной системы АЛНАСа
дает возможность работать до 100Гц)
Увеличить габаритный диаметр узлов УЭЦН
более габарита 5А
Увеличить напорность ступеней и удельную
мощность двигателя – наиболее
перспективный путь

22. Из доклада Хамидова

Использовать ЭПУ одного завода
Использовать насосные секции с двухопорной
конструкцией рабочего колеса, промежуточными
подшипниками и встроенными радиальными
подшипниками, осевая опора из карбида кремния,
восьмишпилечное соединение насосных секций
Комплектовать ЭЦН износостойким газосепаратором
Электродвигатель должен быть с рабочей
температурой до 180°С, при необходимости
оснащенный системой телеметрии;
Гидрозащита должна быть в термостойком исполнении
Кабельный удлинитель должен выдерживать
температуру более 130°С;
Использовать интеллектуальные станции управления

23. Периодическая эксплуатация

24. Обоснование неэффективности

t = tотк + tнак
2 кh Pпл Рзаб. рац
Qн
t
Rк
ln
rпр
P
пл
Рзаб.п
2 кh Pпл Рзаб.п
Qп
tотк
R
ln
rпр
Рзаб. рац t Pпл Рзаб.п tотк
tнак
Pпл Рзаб. рац
Pпл 1
tотк

25. Вывод

перевод непрерывно работающих скважин на
периодическую эксплуатацию предопределяет
снижение добычи, а целесообразность такого
перевода лежит в экономической плоскости.

26. Выбор способа эксплуатации скважин

27. Возможность применения (Х)

Оценка
Отличная
Хорошая
Удовлетворительная
Плохая
Невозможно
Число
баллов
4
3
2
1
0

28. Сложность системы (Y)

Оценка
Высокая
Число
баллов
3
Средняя
2
Низкая
1

29. Ранговый подход

Обобщенные Z-параметры для различных
способов эксплуатации скважин могут быть
определены как средние геометрические
частных оценок для рассматриваемых
параметров
X n
n
x
i
Y к
i 1
Z XY
к
y
j 1
j

30. Оценки частных Х-параметров

Частные х-параметры
Оценка для способа эксплуатации
СШНУ
УЭЦН
ГПНУ
УСН
Газлифт
компрессорный
бескомпрессорный
Тандем
«УЭЦНСН»
1
2
3
4
5
6
7
8
Эксплуатация
высокодебитных скважин х1
2
4
2
4
4
4
4
Эксплуатация среднедебитных скважин х2
3
4
3
4
4
4
4
Эксплуатация низко-дебитных
скважин х3
4
1
4
4
0
0
4
Эксплуатация
скважин х4
глубоких
1
4
4
4
4
4
4
Эксплуатация
средней глубины х5
скважин
3
4
4
4
4
4
4
неглубоких
4
4
4
4
4
4
4
Длительная
безотказная
работа и достижение высокого
коэффициента эксплуатации
скважин х7
2
3
3
4
3
4
3
Эксплуатация
скважин х6

31. Оценки частных Y-параметров

Частные у-параметры
Оценка для способа эксплуатации
СШНУ
УЭЦН
ГПНУ
УСН
Газлифт
компрессорный
бескомпрессорный
Тандем
«УЭЦНСН»
1
2
3
4
5
6
7
8
Эксплуатационная надежность
у1
2
3
2
3
2
3
3
Удобство
и
обслуживания у2
простота
2
3
2
2
2
3
3
Энергетическая эффективность
(КПД) у3
2
2
2
2
1
1
3
Гибкость системы у4
1
3
2
2
2
2
3
Деэмульсационная способность
продукции
обводненных
скважин у5
1
2
2
3
1
2
3
Простота
скважины у6
обустройства
1
3
1
1
1
3
3
Эффективность
вложений у7
капитальных
2
3
2
2
2
3
3