В нашей онлайн базе уже более 10821 рефератов!

Список разделов
Самое популярное
Новое
Поиск
Заказать реферат
Добавить реферат
В избранное
Контакты
Украинские рефераты
Статьи
От партнёров
Новости
Крупнейшая коллекция рефератов
Предлагаем вам крупнейшую коллекцию из 10821 рефератов!

Вы можете воспользоваться поиском готовых работ или же получить помощь по подготовке нового реферата практически по любому предмету. Также вы можете добавить свой реферат в базу.

Внедрение ГНКТ в процесс нефтедобычи в ОАО «Юганскнефтегаз»

Страница 3

В апреле 2001 года компания «Шлюмберже» планирует усовершенствовать цикл ГРП за счет применения новой технологии – комплекса гибкой насосно-компрессорной трубы (ГНКТ) или Койл-тюбинга. Данная технология позволяет осуществлять промывку забоя скважин после ГРП с одновременным вызовом притока нефти из пласта, что способствует не только качественной очистке забоя от незакрепленного проппанта, но и удалению из трещины фрагментов разрушенной в результате разрыва породы, утерянного солевого раствора, а в конечном итоге – более продолжительной работе электроцентробежных насосов – ЭЦН.

Применение ГНКТ позволит сократить общую продолжительность цикла ГРП до 13 суток.

II.3. Проблемы освоения нефтяных скважин после

проведения гидроразрыва пласта (ГРП)

Представители ОАО «Юганскнефтегаза» не раз заявляли о большом количестве отказов ЭЦН в скважинах, на которых компания «Шлюмберже» производила гидроразрыв пласта. Так как в некоторых ЭЦН находили остатки проппанта, то качество услуг по ГРП соответственно ставилось под сомнение. Для исследования проблемы было решено провести совместный анализ ситуации силами специалистов «Шлюмберже» и «Юганскнефтегаза».

Анализ проблем параллельно проводился также по скважинам, на которых операций по ГРП не было (на основании данных 2000 г.). Основной причинами поломок ЭЦН в этих скважинах были проблемы с собственно ЭЦН (30%) и отложение солей на рабочих органах ЭЦН (25%). Вынос механических частиц из пласта был причиной отказа в 8% случаев.

Диаграмма 3 «Причины отказов ЭЦН в скважинах без ГРП»

В течение 2000 г. после проведения ГРП в 170 скважинах было отмечено 276 поломок ЭЦН. В ряде случаев на одной и той же скважине ЭЦН выходил из строя по несколько раз.

Диаграмма 4 «Причины отказов ЭЦН после проведения ГРП»

Как показывают лабораторные анализы основной причиной отказов ЭЦН там, где речь шла о попадании в ЭЦН твердых частиц, были механические примеси из пласта, но не проппант. Из сравнения двух диаграмм также видно, что процент отказов ЭЦН из-за твердых (механических) частиц в скважинах после ГРП был выше (42%), чем в скважинах не подвергавшихся гидроразрыву пласта.

Среднее время наработки ЭЦН до первого отказа равняется примерно 60 дням после монтажа насоса. Вынос проппанта и твердых частиц породы был более сильным при следующих условиях:

· В скважинах с низким уровнем жидкости в стволе по причине меньшего ожидаемого дебита или по причине установки ЭЦН слишком высокой производительности;

· В скважинах, где промывка затруднялась из-за слабого давления в пласте.

Для скорейшего сокращения проблем с выносом проппанта/мехпримесей «Шлюмберже» рекомендовала новый регламент проведения очистки скважин и запуска ЭЦН, включая установку насосов-«жертв» небольшого диаметра.

Результаты рекомендаций дали положительный результат.

Лабораторный рентгенографический анализ состава твердых частиц в общей массе исследованных образцов показал, что кварцевые породы составляют 53%, далее идет парафин – 20%, проппант – 8%, магнитный железняк – 6%, шпатовый железняк – 5% и др.

Источники механических примесей

Существует несколько источников механических примесей:

· обратный вынос проппанта;

· неконсолидированный в пласте песок;

· подвижные глины.

В целом всегда существует фактор обратного выноса проппанта, т.к. не весь проппант, закачанный в скважину, остается закрепленным в трещине. Но как мы видели выше, рентгенографический анализ зафиксировал, что только 8% проппанта входит в состав частиц, выносимых из скважины. Кварц – основной компонент пластового песка – формирует большую часть мехпримесей.

Вынос песка может произойти из-за разрушения породы пласта в зоне перфорации, либо это может быть песок, вымываемый из пористого участка. В случае некачественной перфорации могут оставаться отверстия, не сообщающиеся с нефтяным пластом. Они тоже могут стать источником выноса механических примесей.

Методы борьбы с выносом механических примесей

Существует насколько методов борьбы с выносом песка:

1). Скважина продолжает добычу жидкости вместе с песком.

Допускается вынос определенного количества песка. Экономическое преимущество метода несомненно, т.к. он не требует затрат на капитальный ремонт. Следует однако сравнить возможные затраты за определенный период времени (неизбежные смены насосов) и принять наиболее экономичное решение;

2). Монтаж ЭЦН с пескоотделителем.

Пескоотделитель предотвращает попадание абразивных частиц в двигатель ЭЦН и предохраняет его от разрушения. Метод легкий в смысле монтажа и стоимости дополнительного оборудования. Не решает проблему кардинально вследствие забивания пескоотделителя с течением времени. Фирма-изготовитель продолжает работать над совершенствованием отделителей механических примесей;

3). Монтаж насоса –«жертвы».

Спуск временного насоса. Как показывает практика, это требует значительного увеличения времени работы бригады на скважине и не гарантирует положительного эффекта;

4). Установка гравийного фильтра в забое скважины.

Метод рекомендован как последняя возможность в борьбе с песком вследствие высокой стоимости, а также того, что с течением времени фильтр забивается песком, окалиной, органическими осадками и его проницаемость уменьшается. Следовательно, уменьшается дебит, начинается процесс разрушения призабойной зоны;

5). Сваббирование скважины и создание большой депрессии.

Откачивание жидкости на первоначальном этапе с помощью поршня. Метод привлекательный с точки зрения затрат. Время сваббирования трудно прогнозировать;

6). Отработка азотом с использованием комплекса ГНКТ.

Основное преимущество этого метода в том, что он может использоваться наряду с уже действующими методами работы на скважине. После промывки забоя азот закачивается через гибкую НКТ на необходимую глубину и в скважине поддерживается депрессия в течение необходимого времени, отработанная жидкость поступает в выкидную линию. Затем проводится окончательная промывка забоя. Продолжительность работ можно прогнозировать. Обеспечивается полный контроль скважины. Сразу после заканчивания скважина начинает давать продукцию.

Выводы и рекомендации

1. Эффективность технологии гидравлического разрыва скважин подтвердилась в результате проведенных исследований.

2. Рентгенографический анализ показывает, что большую часть механических примесей в скважине составляют частицы кварца.

3. Основной причиной отказа ЭЦН являются механические примеси, а не проппант.

4. Средняя продолжительность работы ЭЦН из-за проблем с выносом механических примесей составляет 60 дней.

5. Проблемы с отказом ЭЦН из-за механических примесей уменьшаются с течением времени.

6. Следует устанавливать узлы отделения механических примесей на всех спускаемых ЭЦН.

7. Рекомендуется проводить специальные виды каротажа для мониторинга ситуации в стволе скважины.

8. Для минимизации выноса проппанта и других механических примесей следует производить промывку скважины после ГРП посредством комплекса гибкой НКТ с использованием различных жидкостей, а также закачку азота.

II.4. Традиционная технология промывки скважин установкой КРС

За период проведения операций по гидроразрыву пластов на месторождениях ОАО «Юганскнефтегаз» (включая ГРП, произведенные предприятиями «Юганскфракмастер» и «Интрас», с 1989 по 1999 г.г. и компанией «Шлюмберже» с декабря 1999 г. по настоящее время) промывка скважин после ГРП осуществлялась в основном станками КРС.

1 2 [3] 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13

скачать реферат скачать реферат

Новинки
Интересные новости


Заказ реферата
Заказать реферат
Счетчики

Rambler's Top100

Ссылки
Все права защищены © 2005-2019 textreferat.com