- •Лекция 16. Выбор способа добычи жидкости
- •Эксплуатация погружными центробежными электронасосами
- •Штанговая глубинно-насосная эксплуатация
- •Газлифтный способ эксплуатации скважин
- •Опыт применения технологий одновременно-раздельной эксплуатации скважин в тнк-вр
- •Внедрения однолифтовых систем
- •Внедрение двухлифтовых систем
- •Одновременно-раздельная закачка
- •Приложение 1 Сравнение систем для орд, протестированных в тнк-вр
Приложение 1 Сравнение систем для орд, протестированных в тнк-вр
Системы для ОРД |
Преимущества |
Недостатки |
Рекомендации |
1.1.0днолифтовые системы мониторинга с одним способом механизированной добычи без разделения пластов |
-геофизика в динамических условиях; -Исследования на разных режимах; -Меньшая стоимость |
-взаимовлияние пластов; -нет возможности регулирования; -смешение продукции; -невозможность снятия кривой восстановления давления; -необходимость интерпретации данных промысловых геофизических исследований; -низкая надежность расходомеров; -риски повреждения кабеля при спуско-подъемных операциях; -в случае использования байпасных блоков - ограничения по типоразмеру ЭЦН и риски по извлечению герметизирующего устройства; -ограничения по кривизне (2 градуса на 10 м, угол наклона до 20 градусов) |
-использовать на скважинах, где техническое состояние не допускает разделения пластов (состояние колонн, цемента) либо есть осложняющие факторы добычи (высокий вынос механических примесей, газовый фактор и т.д.) -использовать на скважинах, где геология пластов, физико-химические свойства флюидов и энергетическое состояние близки -использовать преимущественно на старом фонде, где внедрение систем с разделением нерентабельно |
1.2 Однолифтовые системы мониторинга (и управления)с одним способом механизированной добычи с разделением пластов |
- меньшая степень взаимовлияния пластов; - возможность более достоверного учета |
- смешение продукции при подъеме; - сложности подъема пакерного оборудования при наличии выноса песка или проппанта; - ненадежность внутрискважинных расходомеров; - необходимость канатных работ для регулировки штуцеров и подъема геофизических приборов с подземным ремонтом скважин; - ограниченные возможности для управления работой пластов |
- диаметр эксплуатационной колонны от 146 мм; - использовать на скважинах, не требующих частых интервенций; - техническое состояние скважины (эксплуатационной колонны, цемента и т.д.) оправдывает установку пакеров; - нет осложняющих факторов добычи; - различие геологии пластов и физико-химических свойств нефти |
1.3 Однолифтовые системы с разделением пластов с двумя способами механизированной добычи |
- ниже степень взаимовлияния пластов; - учет и исследования без геофизики; - экспл. колонны (146 и 168мм) и со стандартной фонтанной арматурой дифференцирован ная депрессия |
- сложность ремонта для нижнего насоса; - сложность спуска; - чувствительность к гидроразрывам пласта (ГРП) и обработке призабойной зоны (ОПЗ); - остановка одного из насосов для раздельного замера; - смешение продукции в лифте; - невозможность опрессовки пакера при спуске; - проверка качества разделения на этапе эксплуатации |
- диаметр эксплуатационной колонны от 146 мм; - необходимая продуктивность пластов (нижний объект эксплуатации под УЭЦН, верхний - под ШГН); - отличное состояние колонн и цементного кольца, подтвержденное исследованием; - нет осложняющих факторов добычи; -достаточные запасы пластов для получения экономического эффекта; - различие геологии пластов и физико-химических свойств нефти |
2.1 Двухлифтовые системы с параллельными лифтами |
-100% независимая добыча из каждого пласта |
- диаметр эксплуатационной колонны от 168 мм; - Ограниченная глубина в варианте с УШГН; - Сложность конструкций; - Необходимость использования специализированного оборудования, включая превентор; - высокая стоимость при дизайне для активов ТНК-ВР, обусловленная глубиной залегания; - минимальные интервенции (ОПЗ, ГРП); - не более двух разобщаемых объектов |
- различие свойств пластов и флюидов; - небольшой пространственный угол; - глубина установки для ШГН до 2 500 м; - отличное состояние колонн и цементного кольца; - минимум осложняющих факторов добычи; - хороший потенциал пластов (для рентабельности) |
2.2 Двухлифтовые системы концентрической конструкции |
-100% независимая добыча из каждого пласта |
- диаметр эксплуатационной колонны 178 мм при стандартных УЭЦН (для компоновки «ЭЦН + ЭЦН») - сложность конструкции; - сложность ремонта, требующего привлечения высококвалифицированного специализированного персонала; - большая чувствительность к ГРП и интервенциям; - высокая стоимость спуска и ремонта; - не более двух разобщаемых объектов |
- потенциал пластов (для УЭЦН и рентабельности); - отличное состояние колонн и цементного кольца; минимум осложняющих факторов добычи; - расстояние между пластами более 10 м; - различие свойств пластов и нефти; - для компоновки «ШГН + ЭЦН» диаметр эксплуатационной колонны -от 146 мм; - дебит нижнего пласта (ЭЦН) - не более 400 мЗ в сутки. Дебит верхнего пласта (ШГН) - не более 80 мЗ в сутки |
Рис.2а Схема с подвижным геофизическим прибором под УЭЦН / Mobile logging equipment under the ESP unit. Технология ООО «ТНГ-Групп» / Technology of TNG-Group
Рис.2b Схема «УЭЦН + Y-Tool» / ESP+Y-Tool. Технология ЗАО «Новомет-Пермь», ООО «Лифтойл», Baker Hughes, Schlumberger и других / Technology of Novomet-Perm, Liftoil, Baker Hughes, Schlumberger, etc.
Рис. 2c Схема «УЭЦН + подвесной геофизический прибор на ТИС» / ESP+hooked log. Технология НПФ «Геофизика», НПФ «Геоник» / Technology of Geofizika and Geonik
Рис. 2d Схема «УЭЦН + мандрели» / ESP+mandrels. Технология ООО «Лифтойл», Baker Hughes, Schlumberger и других / Technology of Liftoil, Baker Hughes, Schlumberger, etc.
Рис. 2e Схема «УЭЦН + расширяющийся пакер» / ESP+expanding packer. Технология ООО «Новые Нефтяные Технологии» / Technology of New Oil Technologies
Рис. 2f Схема «УЭЦН + гидравлическая циркуляционная муфта» / ESP+hydraulical control sliding sleeve. Технология ООО «Лифтойл», Baker Hughes, Schlumberger, ООО «Новые Нефтяные Технологии» / Technology of Liftoil, Baker Hughes, Schlumberger, New Oil Technologies
Рис. 2g Схема «УШГН + УЭЦН» / SRP+ESP. Технология ТатНИПИнефть / Technology of TatNIPIneft
Рис. 2h Схема «УЭЦН + УЭЦН» / ESP+ESP. Технология ЗАО «Новомет-Пермь» / Technology of Novomet-Perm
Рис. 2i Схема «ШГН+ШГН» (параллельный лифт) / SRP+SRP(parallel li ft). ТатНИПИнефть/ Technology of TatNIPIneft
Рис. 2j Схема концентрической конструкции «ЭЦН + ЭЦН» / Concentric ESP+ESP. Технология Baker Hughes, Schlumberger / Technology of Baker Hughes, Schlumberger
Рис. 21 Схемы ОРЗ с разделением пластов: а - двухлифтовая система концентрической конструкции / concentric double lift system; b - однолифтовая система / single lift system. Технология (однолифтовая) ООО «Лифтойл», НПФ «Пакер», Schlumberger, ООО «Нефтегазтехника» и других / Technology of Liftoil, Packer, Schlumberger, Neftegaztekhnika, etc. Технология (двухлифтовая - концентрическая) Югсон-Сервис и других / Technology of Yugson-Service, etc.
Рис. 2m Общая схема ОРДиЗ на скважине №791 Западно-Ольховского месторождения ЦДО «Сорочинскнефть» / Dual completion and injection system in well #791 of Sorochinskneft's Zapadno-Olkhovskoe field. Технология Baker Hughes, Schlumberger / Technology of Baker Hughes, Schlumberger