Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Анализ проблемы выбора способа механизированной добычи нефти . 10
1.1. Методические и практические трудности при выборе способа эксплуатации. 10
1.2. Анализ существующих работ. 12
1.3. Основные проблемы выбора способа механизированной добычи . 17
1.4. Разработка комплексной методики. 18
Глава 2. Предварительный выбор способа механизированной добычи . 21
2.1. Сбор, оценка качества входных данных и анализ неопределённостей. 21
2.2. Методы прогнозирования эксплуатационных проблем и требования для обеспечения бесперебойной добычи . 25
2.3. Предварительный выбор способа механизированной добычи с помощью мультикритериальной ранжированной матрицы. 35
Глава 3. Комплексная технико-экономическая оценка предварительно отобранных способов механизированной добычи . 46
3.1. Построение моделей скважин и анализ влияния неопределённостей входных данных. 46
3.2. Экономическая модель сравнения . 50
3.2.1. Структура. 50
3.2.2. Капитальные затраты. 51
3.2.3. Эксплуатационные затраты. 52
3.3. Выводы. 58
Глава 4. Применение методики на примере нефтяного месторождения Восточной Сибири . 60
4.1. Анализ входных данных. 60
4.2. Анализ возможности возникновения эксплуатационных проблем . 81
4.3. Предварительный выбор способа добычи. 93
4.4. Технико-экономическая оценка способов добычи. 100
4.4.1. Техническая оценка. 100
4.4.2. Удельная потребляемая мощность. 112
4.4.3. Наработки. 123
4.4.4. Экономическая оценка. 127
4.5. Итоговый выбор и рекомендации. 142
Заключение 144
Перечень литературы
- Основные проблемы выбора способа механизированной добычи
- Методы прогнозирования эксплуатационных проблем и требования для обеспечения бесперебойной добычи
- Экономическая модель сравнения
- Анализ возможности возникновения эксплуатационных проблем
Введение к работе
Актуальность темы
Большинство нефтяных скважин, пробуренных на первых этапах разработки месторождения, имеют достаточный потенциал для естественного фонтанирования, однако, в процессе эксплуатации происходят изменения, связанные с пластом, призабойной зоной, характеристиками рабочих жидкостей, или подъемником, которые снижают дебит естественного фонтанирования. Для сохранения начальных темпов добычи, оптимизации и обеспечения требуемой депрессии на сегодняшний день более половины от числа всех нефтяных скважин мира эксплуатируются механизированными системами добычи. Наиболее распространёнными системами являются газлифт, установки штанговых глубинных насосов и установки погружных электронасосов. В России широко представлены только два последних, в то время как доля остальных способов механизированной добычи составляет около семи процентов.
С вводом новых месторождений или при анализе эксплуатации существующих, целесообразно применять структурированную методику для оценки и выбора рационального способа добычи из всех известных. Это позволяет расширить число сравниваемых методов от нескольких, широко применяемых в России, до десяти - пятнадцати, распространённых в мире.
Входные данные для выбора способа эксплуатации зачастую доступны с высокой степенью неопределённости в связи с различными проблемами отрасли: ограниченным числом разведочных скважин или их испытаний, недостаточным опытом работы в условиях нового месторождения, удалённостью нефтяного объекта, наличием данных десяти - пятнадцатилетней давности по причине консервации месторождений трудноизвлекаемых запасов в прошлом, ограниченности лабораторных испытаний жидкостей и породы, и многих других.
В данной работе предложена методика интегрированного технико- экономического анализа для выбора рационального способа механизированной добычи нефти, важными элементами которой являются оценка возможности возникновения технологических осложнений, связанных с неточностью входных данных и технико-экономических условий эксплуатации нефтяного объекта.
Цель работы
Разработка комплексной методики выбора рационального способа механизированной добычи нефти на основе входных данных, имеющих повышенную степень неопределённости.
Основные задачи исследований
-
Изучение существующих методик выбора способов механизированной добычи нефти.
-
Изучение проблем эксплуатации механизированных систем добычи нефти и технологий, применяемых для их решения.
-
Разработка мультикритериальной ранжированной матрицы для предварительного выбора способа эксплуатации.
-
Анализ ключевых неопределённостей данных эксплуатации скважин, влияющих на выбор механизированных систем добычи.
-
Создание методики сравнения способов механизированной добычи по удельной потребляемой мощности на объем добытой нефти.
Методы решения поставленных задач
Задачи решены с использованием программного обеспечения для моделирования и узлового анализа механизированных систем добычи, подъемника и призабойной зоны скважин (SubPUMP, Perform, Автотехнолог, WellFlo). Также использовались пакеты программного обеспечения для анализа жидкостей и газов (PVTLib, NORSOK M-506, онлайн ресурсы портала Технического Университета штата Нью-Мексико США). Ранжированные матрицы, экономическая модель сравнения способов механизированной добычи и удельной потребляемой мощности были разработаны с помощью Microsoft Office Excel. Оценка рисков проводилась с помощью специализированного программного обеспечения RISK@Analysis. Разработка необходимых корреляций выполнялась с помощью программы Curve Expert. Оценка наработок осуществлялась при помощи программы OilStat. Трёхмерные модели скважин разработаны в программе Adept Field Service. Лицензии на коммерческое программное обеспечение были предоставлены ООО «ПК «Борец», Alkhorayef Petroleum Company и CMSProdex Company. Использовались фактические данные, полученные автором при анализе разработки нефтегазовых месторождений с различными геолого-физическими условиями.
Научная новизна
-
-
Предложена комплексная методика выбора рационального способа добычи нефти, которая предусматривает оценку возможности возникновения технологических осложнений, связанных с неточностью входных данных и технико-экономических условий эксплуатации нефтяного объекта.
-
Для предварительного выбора способа механизированной добычи разработана усовершенствованная ранжированная матрица решений, учитывающая 6 основных классов: заканчивание скважин, история добычи, история давлений, текущая характеристика скважин, ожидаемые проблемы и стоимость-эффективность-логистика.
3. Сформулированы принципы анализа ожидаемых проблем эксплуатации и сгруппированы пути для их решения.
Защищаемые положения
-
-
-
Комплексная методика выбора рационального способа механизированной добычи нефти, которая предусматривает оценку возможности возникновения технологических осложнений, связанных с неопределённостью входных данных и технико-экономических условий эксплуатации нефтяного объекта.
-
Усовершенствованная ранжированная матрица решений, учитывающая 6 основных классов: заканчивание скважин, история добычи, история давлений, текущая характеристика скважин, ожидаемые проблемы и стоимость- эффективность-логистика.
-
Принципы анализа неопределённостей входных данных и выявления потенциальных проблем эксплуатации скважин при выборе способа механизированной добычи.
Практическая значимость
Предложенная комплексная методика может применяться для выбора рационального способа эксплуатации нефтяных месторождений с различными геолого-физическими условиями пластов, на разных стадиях их разработки. Основные результаты диссертационной работы были использованы на проекте ООО «ПК «Борец» по выбору способа механизированной добычи на вводимом в разработку месторождении Восточной Сибири, что позволило:
-
Оценить неопределённости входных данных и их влияние на выбор способов механизированной добычи
-
Разработать ряд технологических решений для предупреждения и борьбы с ожидаемыми проблемами добычи нефти в заданных условиях
-
Спрогнозировать затраты на различные периоды эксплуатации месторождения
-
Обосновано выбрать стратегию ввода механизированного фонда на месторождении
Апробация работы
Основные результаты исследований докладывались на международных конференциях и семинарах, в том числе на: НТС ООО «ПК «Борец» «Основные проблемы выбора способа эксплуатации на новых месторождениях и пути решения», г. Москва, 2007 год; II Ближневосточном форуме по механизированной добыче нефти, Королевство Бахрейн, г. Манама в 2011 году; НТС ПАО «Укрнафта» «Анализ фонда механизированной добычи», Украина, г. Киев, 2011 год; 9-й Международной конференции «Механизированная Добыча», РФ, г. Москва, 2012 год.
Публикации
По теме диссертации опубликованы 7 работ, в том числе 3 работы в изданиях, входящих в перечень рекомендованных ВАК РФ.
Структура и объём работы
Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав и заключения. Общий объём работы составляет 152 страницы, в том числе 88 рисунков, 43 таблицы и списка литературы из 70 наименований.
Благодарности
Автор диссертационной работы выражает глубокую благодарность своему научному руководителю д.т.н. профессору Жданову Станиславу Анатольевичу за постоянную помощь и внимание на протяжении 6 лет подготовки работы. Автор благодарен д.т.н. профессору Мищенко Игорю Тихоновичу и д.т.н. профессору Солеша Мишо за рекомендации и замечания к исследованиям диссертационной работы и другим совместным научным работам.
Основные проблемы выбора способа механизированной добычи
С целью разработки комплексной методики рационального выбора способа механизированной добычи, необходимо учесть все ранее использованные, а также разработанные в ходе исследования новые приемы [32]. Очевидно, что интегрированная методика должна поэтапно ставить задачи для анализа. Предлагается выделить несколько этапов: начальный, предварительный и итоговый, для соответственно анализа доступной информации, отсечения не применимых методов в заданных условиях и затем итогового выбора способа механизированной добычи.
По результатам сбора данных необходимо провести оценку качества полученной информации и организовать дополнительные исследования, если требуется. Под оценкой качества данных имеется в виду определение различных зависимостей данных для каждого эксплуатационного объекта на месторождении с целью выявления неоднородности данных и диапазонов изменений, таких как, зависимость известных давлений и температур от глубины скважин, зависимости коэффициентов продуктивности и скин факторов от толщины нефтеносных горизонтов и другие. В том числе рекомендуется провести корреляционный анализ для независимых факторов. Данный подход позволит выявить особенности месторождения и определить максимальные и минимальные параметры продуктивных горизонтов (коэффициенты продуктивности, пластовые давления, депрессии, дебиты и другие). Если объем такой информации окажется недостаточным для твердого решения о группах и типах скважин уже представленных или запланированных под бурение на месторождении, то первой неопределённостью для выбора способа эксплуатации является продуктивность скважин, которая, без сомнений, несёт в себе большую долю риска. Решением данной задачи может быть либо дополнительное проведение испытаний скважин, либо симуляция продуктивности скважин на основе известных параметров пластов, что потребует в дальнейшем проведение анализа влияния неопределённостей данных о пластах на возможные характеристики притока. Информация о характеристике притока является необходимым звеном для выбора способа механизированной добычи.
Также необходимо анализировать будущее пластовое давление, которое может привести к снижению добывных возможностей скважин. Одним из наиболее распространённых методов является определение будущего пластового давления по методу Фетковича [52]. По завершению этапа анализа продуктивности скважин рекомендуется распределить все существующие или запланированные под бурение скважины в группы по двум важным особенностям: по продуктивности и по конструкции. Рекомендуется объединять скважины в группы по их принципиально важным характеристикам конструкций: 1. Вертикальные 2. Наклонные (отход 1 ... N) 3. Имеющие горизонтальный участок Также возможно объединение скважин по размеру обсадных колон, что в значительной степени может повлиять на дальнейший выбор способа эксплуатации. Для каждой группы конструкций скважин далее устанавливаются коэффициенты продуктивности (минимальный, ожидаемый и максимальный). Определение этого диапазона коэффициентов продуктивности может быть выполнено по предпочтительной инженеру методике. В данной диссертационной работе представлены результаты симуляции Монте-Карло для нахождения ожидаемого, минимального и максимального коэффициента продуктивности для каждой группы конструкций скважин.
Помимо сбора и анализа данных о продуктивности необходимо изучить данные о жидкостях и газах для каждого пласта для определения диапазона значений плотностей и начального газового фактора, компонентного состава газа, обводнённости продукции, минерализации, состава воды и других параметров жидкостей и газов. Этот блок информации будет использован на следующем этапе для анализа ожидаемых проблем и для разработки требований обеспечения бесперебойной добычи. Совместно с этим необходим сбор информации о выносе механических примесей, которые могут существенно повлиять на выбор способа эксплуатации месторождения.
Оценка текущей средней обводнённости и её роста в процессе эксплуатации, как правило, является значительной неопределённостью на этапе анализа входных данных. Обводнённость, очевидно, повлияет как на характеристики притока скважин, так и посодействует возникновению проблем эксплуатации, таких как: образование эмульсий и солеотложения, коррозия и других факторов осложняющих добычу. Точно прогнозировать темп обводнённости не всегда удаётся, поэтому можно выделить три основных этапа эксплуатации скважины [6]: 1. Безводная эксплуатация (скважина фонтанирует). 2. Прекращение фонтанирования скважины; если применимо (значение обводнённости уникально для каждой отдельно взятой скважины). 3. Поздняя эксплуатация скважины (обводнённость более 80 %).
Методы прогнозирования эксплуатационных проблем и требования для обеспечения бесперебойной добычи
Влияние свободного газа. Хорошо известно, что существует множество корреляций для нахождения процента свободного газа при заданных условиях. Несмотря на это, очевидно, что лабораторные данные о разгазировании проб нефти наиболее точно помогут оценить количество свободного газа на приеме погружного оборудования механизированных систем добычи. На следующем рис. 5 изображено сравнение результатов расчетов свободного газа, % с использованием различных моделей [40] для заданных условий, но при изменяющемся давлении: Стендинг ВазкесиБеггс Ласатер Докяа и Осман Методики
Как видно, результаты отличаются в некоторых случаях на 10-20 %, которые могут быть решающими при выборе компоновки погружного оборудования и определении его стоимости. При использовании таких корреляций, необходимо рассмотреть для какого типа нефти и для условий, какого месторождения была получена зависимость. Оптимальным вариантом является разработка собственной зависимости разгазирования нефти при давлениях и температурах на основе полученных лабораторных данных, что будет использоваться в дальнейшем для проектирования систем добычи.
Для большинства способов механизированной добычи, существует ряд погружных устройств борьбы с газом, таких как сепараторы, диспергаторы, якоря, вихревые и мультифазные насосы. Каждое из устройств обладает характеристикой, зависящей от условий работы системы пласт-оборудование-подъемник [33, 66].
Коррозия (С02 и H2S). В предложенной методике выделены только наиболее опасные типы газовой коррозии, а именно возникающей при наличии СОг и H2S [38, 46, 47, 61, 76]. Нужно понимать, что нередко встречается наличие обоих компонентов в системе и для таких случаев рекомендуется производить выбор материалов по консервативной схеме. Прогнозировать возникновение коррозии в общем случае достаточно сложно, в связи с множеством существующих типов, механизмов и тяжело прогнозируемых, например, как растрескивание под напряжением и прочих. Для анализа и расчетов коррозии необходимо иметь данные о компонентном составе газа, нефти, воды и ожидаемых условиях. Достаточно точно можно определить скорость коррозии ССь, и для этого можно воспользоваться следующими методами: ? Уравнение Ваарда и Уильямса ? Метод NORSOK (Норвежский Нефтяной Стандарт) Существует также метод определения скорости коррозии H2S: ? Метод Вэй Сан и Несич К большому удобству инженеров, основные международные стандарты (в т.ч. наиболее авторитетный стандарт - NACE) по прогнозированию коррозии, методам борьбы, программному обеспечению и выбору материалов нефтедобывающего оборудования находятся в отрытом доступе.
С целью защиты погружного оборудования против данного типа коррозии необходимо применение коррозионностойких материалов, таких как монель, хром, инконель и прочих. Наибольший риск газовая коррозия представляет собой для погружного кабеля, что обуславливает выбор непроницаемой свинцовой оболочки.
Вынос породы. Мировая практика показывает, что методами моделирования невозможно точно определить объем выносимой породы для условий конкретной скважины. Соответственно, не имея данных об объеме породы, сложно говорить о вероятных проблемах эксплуатации. Несмотря на это, каждый год публикуется небольшое количество эмпирических моделей для прогнозирования выноса породы для различных условий пластов, как например показано в [54]. Очевидно, что наибольшее влияние на данный процесс влияют: дебит скважины, вязкость смеси, плотность и размер частиц. В то время как характер эрозии зависит ещё и от твёрдости поверхности металлов оборудования, прочности и формы частиц [63, 67, 75].
Для того, чтобы прогнозировать вынос породы для пласта, требуется проведение особых испытаний скважин на различных режимах. Тем не менее, этого ещё недостаточно для определения вероятных осложнений, и в дальнейшем потребуется определение гранулометрических характеристик выносимой породы. Далее можно адаптировать результаты, полученные на месторождении к конкретному типу скважины или пласту, что поможет правильно подобрать компоновку оборудования.
Также широко используется анализ индекса агрессивности, который при неопределённости данных принимается в диапазоне 50-70%. Индекс агрессивности определяет относительную разрушительную силу частиц породы заданных параметров и позволяет провести сравнение при различных дебитах.
Необходимо оценить механизм вероятного отказа системы механизированной добычи вследствие наличия частиц породы в продукции и, соответственно этому, выбрать подходящую компоновку погружного оборудования. Наиболее частым механизмом отказа является забивание внутренних органов оборудования породой, как следствие превышения допустимого рабочего объема частиц, так и вследствие забивания при остановах и повторных запусках. В нефтяной отрасли есть широкий спектр различных шламоуловителей, приемных фильтров, якорей и других устройств, позволяющих увеличить межремонтный период скважин при работе с частицами породы.
Известны три основных механизма разрушения нефтяных эмульсий, основанных на смягчении и укреплении капель воды: механические, химические и электрические. Нагрев, как один из основных практических приемов, способствует разрушению эмульсий, в связи со снижением вязкости среды и увеличением разности плотностей жидкостей. Также применяются различные поверхностно-активные деэмульгаторы.
Экономическая модель сравнения
Базовая модель для определения капитальных затрат для любого способа механизированной добычи включает в себя стоимости погружного и наземного оборудования. Для каждого типа скважин, по составленной классификации, необходимо определить средние капитальные затраты на скважину.
В ходе экономического анализа необходимо сравнить предварительно отобранные способы механизированной добычи по затрачиваемой ими энергии для обеспечения подъема пластовой жидкости на поверхность, что также позволит оценить затраты кВт/ч для каждого варианта добычи. Зачастую сделать это достаточно сложно, так как существует ряд неопределённостей, таких как: условия фонтанирования и целесообразный момент перехода на механизированную добычу, изменения в характеристиках притока и свойств добываемой продукции, и другие. Поэтому, первая задача анализа — определить наиболее экономичный способ механизированной добычи для условий прекращения фонтанирования. Вторая — выяснить, необходим ли переход с одного способа на другой и когда, если необходим. Третья — анализировать возможные затраты мощности в будущем при высокой обводнённости продукции. Принимая постоянное пластовое/устьевое давление и стабильный приток к скважине, процент содержания воды в продукции является единственным фактором снижения дебита естественного фонтанирования, к тому же пластовая вода зачастую имеет высокую плотность. Рост обводнённости в ходе разработки и эксплуатации месторождения в большинстве случаев неизбежен, поэтому для определения потребления мощности в будущем рекомендуется именно этот аргумент для каждого из типа скважин по составленной классификации на каждый анализируемый период. Как было предложено выше можно принять обводнённость от 0 до 90% (с шагом 10%), либо согласовать тренд обводнённости продукции с фактическими данными проекта разработки. Очевидно, что больший коэффициент продуктивности скважины позволит продлить период естественного фонтанирования. Также можно отметить, что увеличение обводнённости имеет большее влияние на наклонные скважины в сравнении с вертикальными скважинами.
При помощи программного обеспечения (такого как Perform, Prosper и пр.) можно определить критические обводнённости (при которых скважины прекращают фонтанировать) для каждого типа скважин на месторождении. Далее потребуется анализировать способы механизированной добычи и их потребляемую энергию. Несмотря на это, внедрение способов механизированной добычи может быть осуществлено и при условии фонтанирования скважин для оптимизации добычи, но это должно быть анализировано для каждого отдельно взятого проекта эксплуатации. Наработка оборудования. Как было показано выше, наработка оборудования включена в формулу (7) для определения количества ремонтов в расчете эксплуатационных затрат. Следует подчеркнуть, что потребуется цензурированная выборка (база данных) наработок оборудования, исключающая отказы оборудования не связанные с его механической надежностью, поскольку данный параметр включен в расчет затрат только для сравнения механизированных систем (не для определения фактических затрат на меторождении).
Принимая во внимание тот факт, что на первых стадиях внедрения механизированных систем фактические наработки оборудования неизвестны, потребуется выполнить анализ наработок предварительно отобранных способов в условиях схожих с условиями месторождения. Для этого необходимо составление базы данных на основе доступных данных скважин, оборудования и геолого-физических условий различных месторождений. Рекомендуется провести факторный анализ такой базы данных по следующим параметрам: ? Пластовое давление ? Газовый фактор ? Давление насыщения ? Пластовая температура ? Обводнённость продукции ? Глубина спуска погружного оборудования Количество выбранных параметров потребует «пропорциональный» размер выборки для проведения должного анализа, то есть, включая параметры, имеющие в общем случае короткий диапазон изменения (как, например, плотность нефти), можно столкнуться с неверными результатами расчетов.
Если уже имеется опыт работы с механизированными системами на исследуемом нефтяном объекте, то предлагается расчитать вариант эксплуатационных затрат с использованием ожидаемой наработки, а также средней наработки.
Ожидаемой наработкой считается отношение количества дней в работе на количество отказов за период с начала эксплуатации, либо за скользящий период. Средней наработкой является среднеарифметическое всех наработок. Оба параметра, как было отмечено выше, должны быть расчитаны только для подъемов оборудования по причине отказа их надежности, исключающие отказы оборудования заканчивания, ЭК, НКТ, оптимизация и прочие.
Для выбора рационального способа механизированной добычи рекомендуется использовать типичный метод экономической оценки, но учитывающий дополнительные факторы: изменяющаяся цена на продукцию (нефть/газ), дебит, основанный на характеристике оборудования и ожидаемая наработка оборудования, в зависимости от производителя.
Для экономической оценки необходимо определить капитальные и эксплуатационные затраты (на подъем продукции, обслуживание и ремонты) с использованием текущих цен. В экономической модели можно предположить, что прибыль получена от продажи нефти и дополнительная прибыль может быть получена от реализации попутного газа (если применимо). Также необходимо определить цены на нефть в соответствии с экспертным прогнозом.
Сердцем экономической оценки с точки зрения эксплуатации, станет модель прогноза удельной потребляемой мощности, которая позволит определить изменения эксплуатационных затрат в зависимости от ожидаемых профилей добычи (нефти, обводнённости, типа скважин). Из всех типичных экономических индикаторов оценки возвращения капитальных инвестиций рекомендуется выбрать скорость дисконтированного денежного потока (СДДП) и чистую приведённую стоимость (ЧПС).
Необходимо понимать, что такая количественная оценка рентабельности должна быть использована в комбинации с другими методами анализа, такими как, анализ риска, для учета непредсказуемых факторов и неопределённостей, существующих, в частности, на первых этапах реализации проектов (неопределённости по пласту, скважинам и оборудованию). Учитывая это, можно провести анализ риска ЧПС по следующим показателям: количество скважин, продуктивность/характеристика скважин, стоимость оборудования и химических реагентов для предупреждения ожидаемых проблем (соли, гидраты, эмульсии, коррозия и другие), определённая наработка оборудования и др.
Анализ возможности возникновения эксплуатационных проблем
В ходе анализа были рассмотрены основные эксплуатационные проблемы оказывающие влияние на выбор способа механизированной добычи в соответствии с предложенной . В связи с недостаточностью лабораторных исследований также была выявлена необходимость более подробного изучения образования высоковязких эмульсий (вода в нефти) и микробиологической коррозии.
Далее представлены полученные диаграммы по каждой анализируемой проблеме рис. 33 - 38. В условиях присутствия воды проблемы могут быть самыми разнообразными. Кроме того, в соответствии с методами прогнозирования небольшие изменения температуры/давления может привести к изменению ситуации - от отсутствия риска до его возникновения. Учитывая все ограничения по имеющимся испытаниям и моделям прогнозирования, полученные результаты необходимо сравнить с фактическими данными на месторождении. Например, при указанных условиях эксплуатации система находится вне границы гидратообразования и в системе не должно возникнуть проблем с гидратами. Таким образом, нагнетания ингибитора не потребуется. Однако небольшое изменение температуры/давления приводит к образованию отложения гидратов. Если, например, в трубопроводе возникают проблемы с отложением органических веществ, это может привести к ограничению подачи и повышению давления в линии. В таком случае отложение парафина и последующее увеличение давления провоцирует появление проблемы гидратов.
Важно отметить, что химические реагенты должны быть отобраны специалистом на месте. Рекомендуется провести промысловые испытания, чтобы определить точные темпы закачки в условиях процесса добычи и транспортировки. Испытания позволят определить наиболее эффективный тип и требуемый расход.
Выбранные на первых этапах химические реагенты могут не соответствовать требованиям добычи на протяжении всего цикла эксплуатации, а начальное потребление химических реагентов определенное по данным лабораторных анализов, как показывает мировая практика, может превышать фактические требования на месторождении.
Зависит от профиля давлений и температур, который определяет наличие связанной воды. Если нет связанной воды, то нет риска. В обратном случае - риск есть. Перепад температуры газа вызванный его расширением в случае применения газлифта.
Очень высокий риск отложения карбоната и сульфата кальция. В линиях из-за низкой температуры стенок. Теплообменники -высокий подъем температуры присутствие любой воды приводит к выделению неорганических солен Очень высокий риск отложения карбоната н сульфата кальция (Перепад давления. турбулентность и изменение температуры по стволу. НКТ и в насосной системе) Риск, связанный с прорывом закачиваемой воды
Постоянная закачка ингибиторов солеотложення по капиллярным трубкам или койлтюбннгу. через химический или газлифтный клапан. Порционная закачка рекоменду ется только в случае если нет другого способа І Інгибігтор в капсулах через затру оное пространство. Кислота Конверторы соли Дисперсанты Механическое воздействие
Низкие температуры viorvr спровоцировать отложение Степень риска об\ словлена температурами нефти и стенки трубы С увеличением разнигы этих температур увечячнвается раек Взвешенные асфальтены МОГУТ включиться в парафиновые отло-кения Высокие температуры в теплообменниках провоцируют отложение солей которые мот стать основой отложений асфальтенов
Низкие температуры и разгазирование МОГУТ спровоцировать отложения в НКТ Степень риска обусловлена температурами нефти и стенки НКТ С увеличением разницы этих температур увеличивается рзск Отложение повторное отложение насосной системе в связо с перепадом давленая в работой с тнксотроякыми флюидами В случае применена газлифта возможно отложение из-за пересада давления расширения газа Неорганические отложения мот стать основой органических отложений
Постоянная поршюнная закачка химических реагентов Также через капиллярные тр\бкн или коилтюбнгт через химический или газлнфтный кладан Подогрев Изоляция Дисперсанты Механические скребки
Итак, на момент предварительного выбора способа механизированной добычи, уже собрана и проанализирована информация по пластам, флюидам, ожидаемым производительностям скважин и оценен риск возникновения осложнений при эксплуатации.
Как было предложено ранее, все скважины месторождения можно разделить на 4 типа. Применим мультикритериальной (МКМ) анализ для каждого из типа скважин в отдельности.
Несмотря на это, соответственно методике, технико-экономическая оценка должна быть проведена для нескольких способов механизированной добычи, поэтому как показано в таб. 32-4: ЭЦН, ЭВН с погружным приводом, непрерывный газлифт и «Тандем» являются наиболее предпочтительными кандидатами для скважин исследуемого месторождения.
В дополнение целесообразно будет провести анализ непрерывного газлифта в скважинах Т-0 и Т-1. Так как стоимость струйного насоса для системы «Тандем» является не значительной в сравнении с остальным оборудованием (кабель, наземное оборудование), то ею можно пренебречь и для простоты анализа будет сделан подбор только оборудования ЭЦН.
Опыт показывает, что струйные насосы в тандеме с УЭЦН требуют специальных испытаний в условиях конкретного месторождения, и в целом существует риск столкнуться со сложностями внедрения комбинированных систем на начальных этапах эксплуатации механизированного фонда. Данная высокая оценка по системе «Тандем» должна быть принята во внимание и по результатам пробных испытаний такие системы могут стать хорошим дополнением к фонду ЭЦН.
Похожие диссертации на Комплексный подход к выбору рационального способа механизированной добычи на нефтяном месторождении при неопределённости входных данных
-
-
-
