«Газпром нефть» ввела в эксплуатацию на Приразломном месторождении вторую добывающую скважину
«Газпром нефть» ввела в эксплуатацию на Приразломном месторождении вторую добывающую скважину, дебит которой составит 1,8 тыс. тонн в сутки. Благодаря ее плановому запуску объем добываемой нефти в 2015 году увеличится более чем в два раза по сравнению с 2014 годом, когда на Приразломном было добыто 300 тыс. тонн нефти. Длина новой скважины — более 4,5 тыс. метров, бурение осуществила российская компания «Газпром бурение».
В общей сложности проектом предусмотрен ввод в эксплуатацию 36 скважин, в том числе 19 добывающих, 16 нагнетательных и одной поглощающей. Первая добывающая скважина на месторождении была запущена 19 декабря 2013 года.
На платформе «Приразломная» создана технологическая система, исключающая попадание в море отходов бурения и производства. Проект реализуется при соблюдении принципа «нулевого сброса»: отходы либо закачиваются обратно в пласт, либо вывозятся на берег для последующей утилизации.
«Обеспечение экологической безопасности и бесперебойной эксплуатации технологических установок — это важнейшие задачи „Газпром нефти“ при реализации проектов в суровых климатических условиях Арктики. Двукратный рост добычи на Приразломном месторождении является яркой иллюстрацией эффективности оборудования и применяемых технологий», — сказал Заместитель Генерального директора по развитию шельфовых проектов «Газпром нефти» Андрей Патрушев.
Приразломное — первый в мире проект по добыче нефти на арктическом шельфе.
Промышленная разработка месторождения начата в декабре 2013 года. Новый сорт нефти ARCO впервые поступил на мировой рынок в апреле 2014 года. Всего в первый год промышленной разработки Приразломного месторождения на нем было добыто 300 тыс. тонн.
Приразломное нефтяное месторождение расположено в Печорском море в 60 км от берега. Извлекаемые запасы нефти превышают 70 млн. тонн. Лицензия на разработку Приразломного месторождения принадлежит ООО «Газпром нефть шельф», которое является дочерним обществом «Газпром нефти».
Специально для разработки месторождения в России была создана новая нефтедобывающая морская ледостойкая стационарная платформа (МЛСП) «Приразломная», которая обеспечивает выполнение всех технологических операций: бурение, добычу, хранение нефти, подготовку и отгрузку готовой продукции. «Приразломная» проектировалась с учетом характеристик арктического региона и рассчитана на эксплуатацию в экстремальных природно-климатических условиях, отвечает самым жестким требованиям безопасности и способна выдержать максимальные ледовые нагрузки.
- Фотогалерея «Приразломная»
МЕТОДИКА РАСЧЕТА ОПТИМАЛЬНОГО ДЕБИТА И УДЕЛЬНОГО ЭНЕРГОПОТРЕБЛЕНИЯ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН | Уразаков
Валовский В.М., Валовский К.М., Басос Г.Ю., Ибрагимов Н.Г., Фадеев В.Г., Артюхов А.В. Эксплу- атация скважин установками штанговых насосов на поздней стадии разработки нефтяных месторождений. М.: Нефтяное хозяйство, 2016. 592 с
Takacs G. Sucker-Rod Pumping. Handbook. Elsevier Science, 2015. 598 p
Уразаков К.Р., Казетов С.И., Давлетшин Ф.Ф. Метод проектирования оптимального технологического режима добывающих скважин месторождения Узень // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и не- фтепродуктов. 2018. № 3. С. 59 — 71
Назарова Л.Н., Казетов С.И., Ганиев А.Л., Уразаков К.Р. Методика расчета коэффициента продук- тивности скважин неоднородных по проницаемости коллекторов // Нефть.
Газ. Новации. 2018. № 2. С. 82 — 87
Ивановский В.Н., Дарищев В.И., Сабиров А.А., Каштанов В.С., Пекин С.С. Скважинные насосные уста- новки для добычи нефти. М: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2002. 824 с
Гиматудинов Ш. К. Справочная книга по добыче нефти. М.: Книга по Требованию, 2012. 456 с
Уразаков К.Р. Механизированная добыча нефти (Сборник изобретений). Уфа: Изд-во «Нефтегазовое дело», 2010. 329 с
Bakhtizin R.N., Urazakov K.R., Ismagilov S.F., Topol’nikov A.S., Davletshin F.F. Dynamic Model of a Rod Pump Installation for Inclined Wells // SOCAR Proceedings. 2017. № 4. P. 74 — 82
Lao L., Zhou H. Application and Effect of Buoyancy on Sucker Rod String Dynamics // Journal of Petroleum Science and Engineering. 2016. Vol. 146. P. 264 — 271
Гизатуллин Ф.А., Хакимьянов М.И. Анализ ре- жимов работы электроприводов штанговых скважинных насосных установок // Электротехнические и информа- ционные комплексы и системы.
2017. № 1. Т. 13. C. 11 — 18
Хакимьянов М.И., Хусаинов Ф.Ф., Шафи- ков И.Н. Проблемы повышения энергетических харак- теристик электроприводов скважинных штанговых на- сосов // Электротехнические системы и комплексы. 2017. № 2 (35). С. 35 — 40
Вахитова Р.И., Молчанова В.А. Энергопотреб- ление установок электроцентробежных насосов при до- быче обводненных нефтей // Территория Нефтегаз. 2016. № 12. С. 112 — 118
10 самых длинных скважин в мире – Огонек № 7 (5165) от 21.02.2011
«Огонек» представляет рекорды научного и промыслового бурения
Подготовил Вадим Зайцев
OP-11 (Россия, 12 345 м)
В январе 2011 года оператор проекта «Сахалин-1» Exxon Neftegas сообщил о завершении бурения самой длинной в мире скважины с большим отходом от вертикали. OP-11, расположенная на месторождении «Одопту», стала также рекордсменом по протяженности горизонтального ствола (11 475 м). Все работы заняли 60 дней. С 2003 года в рамках «Сахалина-1» с помощью установки «Ястреб» было пробурено 6 из 10 самых длинных на планете скважин.
BD-04A (Катар, 12 289 м)
В мае 2008 года в Катаре на нефтяном месторождении Al-Shaheen компанией Maersk была пробурена геологоразведочная скважина длиной 12 289 м. Протяженность горизонтального ствола составила 10 902 м. BD-04A пробурили всего за 36 дней и использовали для этого буровую платформу GSF Rig 127 компании Transocean. Еще большую известность Transocean получила в апреле 2010 года после аварии нефтяной платформы Deepwater Horizon в Мексиканском заливе: компания была оператором этой скважины по контракту с BP.
«Кольская сверхглубокая» (СССР, 12 262 м)
Скважина в Мурманской области внесена в Книгу рекордов Гиннесса как «самое глубокое вторжение человека в земную кору». Бурение у озера Вильгискоддеоайвинъярви начали 24 мая 1970 года, рассчитывая достигнуть глубины в 15 км. В 1992 году работы прекратили на отметке 12 262 м. Скважина позволила получить ряд уникальных научных данных.
Bertha Rogers (США, 9583 м)
Эта скважина в районе нефтегазоносного бассейна Anadarko в Оклахоме в 1974 году первой преодолела рубеж в 9 км. Благодаря применению новейшего оборудования и отказу от забора керна, бурение заняло у компании Lone Star всего 502 дня и было остановлено, когда проходчики наткнулись на месторождение расплавленной серы. Работы обошлись в 15 млн долларов. Всего в 1960-1980-х годах в США было пробурено свыше 350 скважин глубиной 6,5-7 км, 50 скважин — более 7 км и четыре скважины — более 9 км.
Baden Unit (США, 9159 м)
Еще одна скважина Lone Star в бассейне Anadarko. Работы начались в 1970 году и продолжались 545 суток. Использовалась буровая вышка высотой 43,3 м и грузоподъемностью 908 тонн. Мощность лебедки — 2000 кВт, а каждого из двух насосов — 1000 кВт. Устье скважины оборудовали противовыбросовой арматурой, рассчитанной на давление 105,5 мПа.
Hauptbohrung (ФРГ, 9101 м)
Программу сверхглубокого бурения утвердили в Германии в 1978 году. Место для скважины выбрали в горах Баварии в районе предполагаемого стыка двух плит. Для проведения работ была построена вышка высотой 83 метра и буровая установка грузоподъемностью 800 тонн. Hauptbohrung бурили с 1990 по 1994 год, но расчетной глубины в 12 км достичь так и не смогли из-за технологических трудностей. Скважина обошлась бюджету страны в 338 млн долларов и не дала никаких крупных научных результатов.
Zistersdorf UT2A (Австрия, 8553 м)
Бурение самой глубокой на тот момент геологоразведочной скважины за пределами США завершилось 31 мая 1983 года. В 1977 году в венском нефтегазоносном бассейне, где в 1930-е годы открыли небольшие месторождения нефти, была пробурена скважина Zistersdorf UT1A. На глубине 7544 м обнаружились относительно крупные, но неизвлекаемые запасы газа.
Первая скважина обрушилась, и компания OMV пробурила Zistersdorf UT2A, однако на этот раз проходчики не нашли углеводородных ресурсов глубокого залегания.
«Саатлинская» (СССР, 8324 м)
Скважина в Куринской низменности вблизи слияния рек Куры и Аракса в Азербайджане должна была достичь отметки 11,5 км и помочь в геологоразведочных изысканиях нефти и газа. В отличие от «Кольской сверхглубокой», за которую отвечало Мингеологии СССР, «Саатлинскую» курировал Миннефтепром. Бурение продолжалось с 1977 по 1990 год. Полученные с помощью скважины данные подтвердили, что подземные воды могут проникать в изначально сухие кристаллические породы из перекрывающих осадочных толщ.
Mirow-1 (ГДР, 8008 м)
В ГДР существовала масштабная программа геологического изучения недр, ключевым элементом которой было бурение сверхглубоких скважин. Всего к 1990 году было пробурено 10 скважин глубиной более 6 км. Самая глубокая — Mirow-1 в земле Мекленбург-Передняя Померания, бурение которой продолжалось с 1974 по 1979 год.
Скважина позволила апробировать передовые технологии сверхглубокого бурения, однако конечная цель всей программы — обнаружение запасов углеводородов — достигнута не была.
Siljan Ring (Швеция, 6800 м)
Скважина обязана своим появлением гипотезе о неорганическом происхождении углеводородных ресурсов. Для бурения был выбран кратер диаметром 52 км, в котором предположительно могли находиться запасы нефти и газа, сформированные с участием «мантийных флюидов» — горячих смесей газов и жидкостей. Бурение стоимостью 60 млн долларов завершилось в 1990 году, коммерческих запасов не нашли. Зато была найдена уникальная «паста» из нефти и кристаллов магнетита, ставшая сенсацией.
Технологии | ОАО Удмуртнефть
ОАО «Удмуртнефть» по праву считается одним из отраслевых полигонов по испытанию и внедрению принципиально новых высокоэффективных методов разработки месторождений нефти с высокой и повышенной вязкостью, не имеющих аналогов в мировой практике.
Нефти Удмуртии характеризуются как трудноизвлекаемые, с повышенной и высокой вязкостью, с высоким содержанием парафина и смол. В «Удмуртнефти» активно ведутся поиски, промысловые испытания и внедрение наиболее экономически привлекательных и экологически безопасных методов. Особое внимание уделяется выбору наименее затратных геолого-технических мероприятий с высокой технологической эффективностью.
Предприятие уверенно демонстрирует грамотное управление технологиями, которое позволяет внедрять новые подходы к работе и помогает избавиться от привычных стереотипов мышления.
Отложения парафинов, смол и коррозия внутрискважинного оборудования являются основными проблемами, снижающими межремонтный период работы скважин и осложняющими процесс нефтедобычи. Способы борьбы с этими осложнениями достаточно дороги и трудоемки. Для решения задач по предотвращению АСПО, снижению вязкости эмульсий и коррозии в системе сбора специалисты ОАО «Удмуртнефть» ведут поиски наиболее привлекательных, экологически безопасных, требующих минимальных затрат методов.
В соответствии с геологическими и технологическими параметрами работы добывающих скважин на разных месторождениях принимается решение об использовании определенной технологии.
Широкое внедрение различных методов интенсификации добычи нефти влечет за собой, как правило, увеличение агрессивности нефтепромысловых сред и рост коррозионных процессов. Для улучшения коррозионной ситуации продолжается реализация программы по антикоррозионной защите трубопроводов на Чутырском, Мишкинском, Гремихинском, Киенгопском месторождениях нефти. Программа охватывает защиту всего технологического цикла: добывающая скважина — выкидная линия — ГЗУ — нефтесборный трубопровод — ДНС — напорный трубопровод — УПН — КНС — БГ — высоконапорный водовод — нагнетательная скважина. По результатам работы скорость коррозии оказалась в 10-100 раз ниже, чем до реализации проектов, остальные коррозионные факторы, такие, как концентрация сероводорода в водной фазе, содержание клеток сульфатвосстанавливающих бактерий, находятся в пределах, контролируемых проектами.
Новым направлением по реализации ГТМ в области дополнительной добычи нефти стало выполнение операций гидроразрыва пласта на некоторых месторождениях ОАО «Удмуртнефть». Данный вид ГТМ показал высокую эффективность и на начало 2020 г. было выполнено уже более 200 операций со средним запускным дебитом 16т/сут. Наряду с этим для решения задачи по защите насосного оборудования от засорения проппантом и механическими примесями коллективом ОАО «Удмуртнефть» на постоянной основе ведутся ОПИ новых систем защиты, таких как модуль газопескозащиты МОП-1, якорь газопесочный ПГ-3, штанговые насосы с группой посадки Fit — 5-7 и насосы со сдвоенными клапанными парами. Так же специалистами компании были разработаны свои системы для работы в осложнённых условиях пескопроявления при ГРП (гравитационная компоновка для защиты от мех. примесей).
В рамках инновационной деятельности Общества в 2019-2020 годах был реализовано 29 проектов по испытанию новых технологий, направленных на увеличение эффективности проводимых геолого-технических мероприятий (ГТМ) и повышения надёжности работы оборудования.
3 проекта завершены и получены положительные результаты:
- Магнитные индукторы обработки нефти «МИОН» по технологии ООО «Милант»;
- Штанговый насос для малодебитных скважин «НСБМ» по технологии ООО «ЭЛКАМ»;
- Прибор контроля балансировки станка-качалки ШС-2 производства ООО «БОЛЬШИЕ СИСТЕМЫ»;
ОАО «Удмуртнефть» является одним из передовых предприятий по бурению горизонтальных и боковых стволов, многозабойных скважин. Для увеличения эффективности эксплуатации данных скважин и реализации их потенциала в предприятии активно используются малогабаритные насосы (ЭЦН габарита 2а), которые спускаются непосредственно в горизонтальный участок ствола. По состоянию на 2020 г. внедрено и успешно эксплуатируются порядка 7 скважин с данным типом насосов.
Инновационные идеи плюс деловой подход к их внедрению в производство лучше всего характеризует сотрудников предприятия.
Увеличение объемов добычи – стратегическая задача для коллектива «Удмуртнефти». И нефтяники задействуют в своей работе максимально эффективные разработки, которые помогают предприятию реализовать стратегию, направленную на увеличение добычи нефти с наименьшими затратами.
«Удмуртнефть» обладает репутацией одной из самых интеллектуальных компаний в нефтяном комплексе страны.
[Н2.5] Типы скважин | Нефтянка
Первые скважины для добычи нефти и газа бурились вертикально. Такие скважины давали хороший результат до тех пор, пока в мире было достаточно месторождений, коллекторы которых сложены из минералов с высокой пористостью и проницаемостью. По мере истощения легкодоступных запасов нефтяникам пришлось работать над совершенствованием технологий строительства скважин. В 40-х годах прошлого столетия Александр Григорян и Константин Царевич разработали технологию проходки наклонных и горизонтальных скважин.
Эксплуатационная колонна скважины, расположенная под углом или горизонтально, имеет большую площадь контакта с пластом, что значительно увеличивает дебит. В 1941 году на Каспийском море с использованием турбобура была создана первая горизонтальная скважина.
Ствол наклонно-направленной скважины значительно отходит от точки размещения буровой установки, что даёт возможность пробурить несколько скважин с одной площадки. Это особенно важно при работе в море или заболоченной местности. Сооружение нескольких скважин с одной площадки называется кустовым бурением.
Работая над дальнейшим повышением эффективности скважин, специалисты предложили создавать ветвящиеся скважины, подобные корневой системе растений. «Пока углеводороды извлекаются из горных пород с помощью фильтрации, скважинам нужны корни, как деревьям», — такое высказывание приписывается одному из энтузиастов многоствольного и многозабойного бурения А.Григоряну. Разница между этими способами заключается в том, что многоствольная скважина ветвится выше продуктивного пласта, а многозабойная скважина входит в пласт и там разделяется на несколько ответвлений.
Первая успешная многоствольная скважина была пробурена в Башкирии в 1953 году. Многие месторождения Башкирии тогда уже были значительно истощены, поэтому требовались технологии для увеличения нефтеотдачи. Скважина 66/45 имела 9 стволов, её дебит составил 120 м3 в сутки при показателях обычных скважин на уровне 7 м3 в сутки. К 80-му году в СССР было пробурено свыше сотни многоствольных скважин.
В 70-е и 80-е годы интерес к бурению наклонных и горизонтальных скважин стали проявлять западные страны. Значительные успехи были достигнуты во Франции и США. Прогрессу в области технологий бурения в какой-то мере способствовал поток специалистов, покидавших Россию в годы Перестройки. В числе уехавших из страны был и А.Григорян.
Технология создания горизонтальных скважин дала возможность эксплуатировать месторождения с низкопроницаемыми коллекторами, например, добывать так называемую «сланцевую нефть».
Не все скважины, пробуренные на месторождении, используются для добычи нефти и газа.
Для определения и поддержания эффективного режима эксплуатации требуется множество скважин различного типа. По назначению их можно разделить на следующие группы:
* структурно-поисковые скважины, назначение которых — установление тектоники, стратиграфии, литологии, оценка продуктивности горизонтов;
* разведочные скважины, служащие для выявления продуктивных объектов, оконтуривания уже разрабатываемых нефтяных и газоносных пластов;
* эксплуатационные скважины, предназначенные для добычи нефти и газа из земных недр;
* опережающие добывающие скважины, позволяющие начать эксплуатацию месторождения с одновременным уточнением строения продуктивного пласта;
* нагнетательные скважины, применяемые для закачки в пласт воды или газа с целью поддержания требуемого давления;
* контрольные, оценочные и наблюдательные скважины — для наблюдения за
объектом разработки, определения начальной и остаточной водогазонефтенасыщенности пласта, отслеживания изменения параметров пласта;
* скважины для утилизации отходов.
Структурно-поисковые, разведочные, различные вспомогательные скважины чаще бывают вертикальными, эксплуатационные скважины — наклонно-направленными или горизонтальными.
Комментариев:Организация обеспечила подготовку сотрудников и предоставила оборудование для укрепления базы четырех общинных радиостанций в […]Карибском бассейне («Roоts FM», Ямайка; «Radio […] Paiwomak», Гайана; «Radio em ba Mango», Доминика; «Radio […]Muye», Суринам). unesdoc.unesco.org |
The Organization also provided training and equipment to reinforce the capacity of four community radio […]stations in the Caribbean (Roots FM, Jamaica; Radio Paiwomak, Guyana; […] Radio em ba Mango, Dominica; and Radio Muye, [. ..]Suriname). unesdoc.unesco.org |
| RFLQ_S007BA Расчет ликвидности: […] перенести фактические данные в нов. бизнес-сферу . enjoyops.de enjoyops.de |
RFLQ_S007BA Liquidity Calculation: […] Transfer Actual Data to New Business Area . enjoyops.de enjoyops.de |
| RM06BA00 Просмотр списка заявок . enjoyops.de enjoyops.de |
RM06BA00 List Display of Purchase Requisitions . enjoyops.de enjoyops.de |
На устройствах РПН с числом переключений более чем 15.000 в год мы […]рекомендуем применять маслофильтровальную установку OF100 (инструкция по […] эксплуатации BA 018) с бумажными [. ..]сменными фильтрами. highvolt.de |
If the number of on-load tap-changer operations per year […]is 15,000 or higher, we recommend the use of […] our stationary oil filter unit OF […]100 with a paper filter insert (see Operating Instructions BA 018). highvolt.de |
В нашем […] каталоге Вы найдете описание всех преимуществ, технических характеристик и номера деталей соединений SPH/BA.staubli.com |
Discover all the advantages, technical features and part numbers of the SPH/BA couplings in our catalog. staubli.com |
Быстроразъемные […] соединения SPH/BA с защитой от […]утечек при разъединении и быстроразъемные полнопоточные соединения DMR для […]систем охлаждения: масляных систем и систем вода/гликоль. staubli.com |
SPH/BA clean break and DMR full […] flow quick release couplings for cooling applications such as oil and water glycol connections. staubli.com |
Компания также поставляет систему шасси для первого в мире гражданского конвертоплана «Tiltrotor» […] […] (воздушного судна, оснащённого поворотными несущими винтами): Messier-Bugatti-Dowty поставляет оборудование для BA609 фирмы Bell/Agusta Aerospace, летательного аппарата, сочетающего в себе скорость и дальность самолёта с маневренностью […] […]вертикально взлетающего вертолёта. safran.ru |
It also supplies the landing gear for the Bell/Agusta Aerospace BA609, the world’s first civilian tilt-rotor aircraft, combining the flexibility of vertical flight with the speed and range of a conventional aircraft. safran.ru |
Рейтинг финансовой устойчивости [. ..]
«D-» (что отображает Ba3 по BCA оценке) присвоен […]Ардшининвестбанку как одному из крупнейших […]банков Армении (будучи вторым банком в Армении по величине активов с долей рынка в 12,2% в 2007 году, Ардшининвестбанк в марте 2008 года стал лидером по этому показателю), широкой филиальной сетью, хорошими финансовыми показателями, особенно – растущей рентабельностью, высокой капитализацией и показателями эффективности выше среднего в контексте армянского рынка. ashib.am |
According to Moody’s, ASHIB’s «D-» BFSR — which maps to a Baseline […] Credit Assessment of Ba3 – derives from its […]good franchise as one of Armenia’s largest […]banks (ranking second in terms of assets with a 12.2% market share as at YE2007 — reportedly moving up to first place by March 2008) and good financial metrics, particularly, buoyant profitability, solid capitalisation and above-average efficiency ratios, within the Armenian context. ashib.am |
В январе 2009 года, в рамках ежегодного пересмотра кредитных рейтингов, рейтинговой агентство Moody’s […]подтвердило […] присвоенный в 2007 году международный кредитный рейтинг на уровне Ba3 / Прогноз «Стабильный» и рейтинг по национальной шкале […]Aa3.ru, что свидетельствует […]о стабильном финансовом положении ОГК-1. ogk1.com |
In January 2009 as part of annual revising of credit ratings, the international rating agency Moody’s […]confirmed the international […] credit rating at the level Ba3 with Stable outlook attributed in 2007 and the national scale rating Aa3.ru, which is […]an evidence of OGK-1’s stable financial position. ogk1.com |
ГЛУБОКИЕ ИСКУССТВЕННЫЕ НЕЙРОННЫЕ СЕТИ ДЛЯ ПРОГНОЗА ЗНАЧЕНИЙ ДЕБИТОВ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН
Актуальность исследования обусловлена необходимостью поддержки принятия решения специалистами добывающих предприятий нефтегазовой отрасли при управлении производством.
Точное прогнозирование значений дебитов добывающих скважин позволяет определить такие технологические режимы работы фонда скважин и технологического оборудования, которые позволят достичь заданного объёма выпуска продукции. Существующие методы не всегда обеспечивают требуемый уровень точности при прогнозе значений дебитов скважин, что приводит к ошибкам при расчёте экономического эффекта при оценке рентабельности добывающих скважин и последующих поставок углеводородного сырья, а также при учёте ограничений, накладываемых органами надзора за пользованием недрами. Цель: разработать и предложить наиболее эффективные модели глубоких искусственных нейронных сетей при прогнозе значений компонентов добычи углеводородного сырья – нефти, газа, жидкости (газового конденсата) и воды. Объекты: технологические параметры дебитов добывающих скважин фонда нефтяных, газовых, нефтегазовых и нефтегазоконденсатных месторождений. Методы: методы анализа больших объёмов технологических данных скважин, развиваемые в соответствии с концепцией «Big Data»; модели глубоких искусственных нейронных сетей; объектно-ориентированное программирование; методы оценки и статистического анализа результатов исследований эффективности глубоких искусственных нейронных сетей при прогнозе значений дебитов добывающих скважин. Результаты. Разработана методика подготовки данных по дебитам скважин для обучения и тестирования глубоких искусственных нейронных сетей прямого распространения. Проведены исследования различных архитектур таких нейросетей при решении задач прогноза дебитов нефти, газа, жидкости (газового конденсата) и дебита воды. Выявлены наиболее эффективные архитектуры глубоких нейросетей прямого распространения. Такие нейронные сети позволяют увеличить точность прогноза в два и более раза по сравнению с точностью прогноза, даваемой традиционным методом экстраполяции по скользящей средней.
нефтяных и газовых скважин в США по дебиту
Технологические инновации в бурении и добыче привели к быстрому росту добычи нефти и природного газа в США за последние несколько лет. Один из способов глубже понять этот быстрый рост — изучить, как изменились нефтяные и газовые скважины в США. В этом отчете рассматривается распределение скважин по размеру и технологиям, чтобы понять эти тенденции.
Добыча нефти в США достигла 12,0 млн баррелей в сутки (б / д) в декабре 2018 и 12 гг.8 миллионов баррелей в день в декабре 2019 года, а валовой отбор природного газа в США достиг 109,4 миллиардов кубических футов в день (Bcf / d) в декабре 2018 года и 116,8 Bcf / d в декабре 2019 года [1]. Количество добывающих скважин в США достигло максимума в 1 029 700 скважин в 2014 году и постоянно снижалось до 969 140 скважин в 2019 году — в основном из-за более низких цен на нефть (Рисунок 1). Увеличение доли горизонтальных скважин за последнее десятилетие с 3,6% до 15,8% (2009–1919 гг.) Показывает влияние технологических изменений на тип скважины (Рисунок 2).Большая часть добычи нефти и природного газа в США происходит из скважин, которые производят от 100 баррелей нефтяного эквивалента в день (баррелей нефтяного эквивалента в сутки) до 3200 баррелей нефтяного эквивалента в сутки (рисунки 3 и 4 соответственно). Интересно, что доля американских нефтяных и газовых скважин, добывающих менее 15 баррелей нефтяного эквивалента в сутки, оставалась стабильной на уровне около 80% с 2000 по 2019 год (Рисунок 1).
В этом отчете представлены ежегодные оценки количества добывающих нефтяных и газовых скважин в США, которые сгруппированы по объему в одной из 22 групп объемов добычи, которые варьируются от менее 1 барр. Н. Э. В день до более 12 800 барр. .EIA определяет скважины либо как нефтяные, либо как газовые, исходя из газового фактора (GOR) 6000 кубических футов (кубических футов) природного газа на 1 баррель (баррель) нефти (кубических футов / баррелей) на каждый год добычи. Если газовый фактор равен или меньше 6000 куб. Футов / барр., То мы классифицируем скважину как нефтяную. Если газовый фактор превышает 6000 кубических футов / баррель, мы классифицируем эту скважину как скважину с природным газом.
Этот отчет состоит из четырех разделов:
- Определение колодца
- Методология
- Часто задаваемые вопросы
- Предложения по запросу загружаемого файла данных Excel с данными на уровне штата
Таблицы распределения производительности всех U.
Скважины S. на нефть и природный газ включают период с 2000 по 2019 год. В Приложении B приведены сводные данные по США, каждому штату, Федеральному Мексиканскому заливу и Тихоокеанскому региону. Вы можете использовать электронную таблицу в Приложении C для создания цифр для всех регионов и дополнительных переменных.
Качество и полнота доступных данных, которые мы использовали для построения таблиц, зависит от штата. Данные поступают из государственных административных отчетов о ежемесячной добыче природного газа и жидкости на уровне скважин или арендных площадок.EIA получает данные из коммерческого источника Enverus Drillinginfo, который собирает данные от различных государственных агентств. Некоторые государственные ведомства не предоставляют данные о добыче из скважин до тех пор, пока не начнется добыча, а другие никогда не предоставляют данные о добыче из скважин. Для штатов, представивших поздно, — Аризоны, Кентукки, Мэриленда и Теннесси — мы используем отчетные данные за последний год, чтобы заполнить данные за последние недостающие годы, чтобы получить наиболее полное общее количество скважин в США.
Данные по штатам Иллинойс и Индиана недоступны.
Определение эксплуатационной скважины
Что такое разработка?
Эксплуатационная скважина пробуривается в доказанной продуктивной зоне для добычи нефти или газа. Он отличается от разведочной скважины, которая изначально пробурена для поиска нефти или газа в недоказанной области. В результате, сухие или неудачные эксплуатационные скважины встречаются реже, чем сухие разведочные скважины. Шансы на успех увеличиваются, когда эксплуатационная скважина пробурена до глубины, которая, вероятно, будет наиболее продуктивной.
Ключевые выводы
- Эксплуатационная скважина пробуривается после того, как доказано, что в районе имеются запасы нефти или газа, и обычно это заключительный этап процесса бурения нефтяных скважин.
- Разведочная скважина — это попытка определить наличие запасов нефти или газа.
- Вероятность успеха увеличивается по мере того, как на данном месторождении пробурено больше скважин.
- Эксплуатационные скважины более сложны и дороги по сравнению с разведочными скважинами, потому что они шире в диаметре и бурятся глубже.
- На протяжении многих лет технологии помогли повысить успешность проектов разведочного бурения.
- Эксплуатационные скважины пробуриваются с различными целями: непрерывная добыча, добыча с искусственным подъемом, закачка воды или газа, а также для мониторинга производительности скважины.
Знакомство с эксплуатационной скважиной
Цель этапа бурения эксплуатационных скважин нефтяной компании — максимизировать рентабельность добычи и извлечения известных запасов пласта.Разведочная скважина определяет наличие нефти и газа в перспективном коллекторе. Поскольку геология и геологические условия неопределенны, существует повышенный риск осложнений во время разведочного бурения.
Энергетические компании тратят значительные ресурсы на определение лучших мест для бурения скважин, поскольку сухая или непродуктивная скважина может быть значительными расходами.
В то время как разведочные скважины предназначены для подтверждения доступности запасов, эксплуатационные скважины бурятся с различными целями, такими как непрерывная добыча, добыча искусственного подъема, закачка воды или газа, а также для мониторинга производительности скважины.
Порядок учета эксплуатационных скважин также отличается от учета разведочных скважин. Затраты на сухие эксплуатационные скважины обычно капитализируются как актив в балансе, тогда как затраты, связанные с сухими разведочными скважинами, являются расходами в отчете о прибылях и убытках в соответствии с Международными стандартами финансовой отчетности (МСФО) и общепринятым бухгалтерским учетом США. принципы (GAAP).
Эксплуатационная скважина vs. Оценочная скважина
Вероятность достижения успешной скважины увеличивается по мере того, как на нефтяном месторождении пробурено больше скважин.Сначала необходимо разделить программу бурения на этапы, а затем можно будет сравнить успешность скважин на разных месторождениях.
Эксплуатационные скважины, как правило, являются заключительной фазой процесса бурения нефтяных скважин. Четыре фазы процесса добычи нефти и газа: (1) разведка (2) разработка скважины (3) добыча (4) ликвидация участка.
Перед бурением эксплуатационной скважины нефтегазовые компании обычно бурят оценочные и разведочные скважины. Оценочные скважины бурятся только после открытия, с целью оценки размера и жизнеспособности коллектора.Методы сверления сильно различаются.
Жизненный цикл и эксплуатационный период эксплуатационных скважин намного больше, чем оценочных скважин. Кроме того, эксплуатационные скважины обычно больше по диаметру и глубже, чем разведочные, поэтому они намного дороже и сложнее для бурения.
Показатели успешности скважин, пробуренных на этапе разведки, значительно улучшились за последние 50 лет. Например, в 1960-х годах разведочные скважины были успешными только в 45% случаев, по сравнению с эксплуатационными скважинами, у которых показатель успешности составлял 70%.
К 1990-м годам разрыв значительно сократился: разведочные скважины были успешными в 62% случаев, а эксплуатационные скважины — в 67%.
По данным Управления энергетики и информации (EIA), количество нефтедобывающих скважин в США увеличилось с 729 000 в 2000 году до 1,03 миллиона скважин в 2014 году и снизилось до 982 000 скважин в 2018 году. Достижения в области технологий, такие как гидроразрыв пласта. , привело к увеличению количества горизонтальных скважин с 3% до 14% в период с 2008 по 2018 год.Агентство заявляет, что большая часть добычи нефти и природного газа в США в настоящее время производится из скважин, добывающих от 100 баррелей нефтяного эквивалента в день (баррелей нефтяного эквивалента в день) до 3200 баррелей нефтяного эквивалента в день.
Ремонт и добыча нефтегазовых скважин
Ремонт и обслуживание скважин
На протяжении всего срока эксплуатации скважина требует различных операций по техническому обслуживанию и ремонту для улучшения или поддержания добычи.
В этом уроке мы рассмотрим некоторые общие проблемы, возникающие во время добычи, и методы обслуживания скважин и капитального ремонта, используемые для их решения.Мы также обсудим типы оборудования, используемого в этих операциях.
Обслуживание скважины обычно относится к большему количеству текущих работ по техническому обслуживанию, выполняемых на скважине при продолжении добычи. Напротив, капитальный ремонт — это более обширная процедура ремонта или технического обслуживания, которая требует «остановки» скважины или остановки добычи перед выполнением работ.
Капитальный ремонт скважины также может включать в себя изменение продуктивной зоны в скважине или повторное заканчивание скважины для добычи из другой продуктивной зоны.
Общие проблемы обслуживания, с которыми может столкнуться оператор, ограничивающие производство, включают коррозию, окалину, парафин, песок и отказ деталей. Начнем с коррозии.
Подробнее об обслуживании нефтегазовых скважин
Узнайте о нашем онлайн-обучении в нефтегазовой отрасли с EKT Interactive
Коррозия
Пластовые жидкости включают воду.
Это приводит к тому, что коррозия становится повсеместной проблемой во время производства.Коррозия — это износ насосно-компрессорных труб, обсадных труб и устья скважины, частым примером которой является ржавчина.
Для предотвращения коррозии обычно используются химические вещества. Жидкий ингибитор можно закачать в скважину с помощью химического нагнетательного насоса. В качестве альтернативы в лунку можно закапать твердый ингибитор, называемый палочкой. По мере растворения стержня ингибитор коррозии смешивается с пластовыми флюидами по мере их продвижения по стволу скважины, защищая оборудование.
Пластиковые покрытия могут использоваться для защиты поверхностей труб и резервуаров от коррозии.Некоторое нефтепромысловое оборудование изготовлено из стальных сплавов, поскольку оно естественно устойчиво к коррозии.
Некоторые типы коррозии усугубляются кислородом воздуха, присутствующего в производственной системе. Устранение утечек и поддержание высокого уровня жидкости в баках может помочь не допустить попадания воздуха.
Еще один способ борьбы с коррозией — катодная защита. Когда какая-либо труба помещается в землю, слабые электрические токи, протекающие между трубой и почвой, вызывают коррозию. Катодная защита предполагает размещение металлической планки возле заглубленной трубы.Магний можно использовать как анод внутри батареи. Это меняет направление потока электричества и магния на противоположное, поскольку «жертвенный анод» вместо трубы медленно корродирует.
Масштаб
Накипь возникает, когда минеральные отложения выходят из воды и прилипают к любой поверхности, контактирующей с водой. Обычные нефтяные отложения включают кальцит, барит и гипс. Несколько шкал могут смешиваться и возникать одновременно.
Накипь может образоваться в пласте, стволе скважины или на производственных объектах и вызвать производственные проблемы.Например, накопление накипи в трубах может ограничить или даже остановить поток пластовых флюидов. Накипь внутри нагревателя снижает его эффективность, поскольку накипь может действовать как изолятор между источниками тепла и трубопроводом, по которому проходят жидкости.
Накипь иногда можно предотвратить или удалить с помощью химикатов-ингибиторов. В более серьезных случаях окалину необходимо соскрести или очистить пескоструйной очисткой при остановке работы.
Парафин
Парафин — это воскообразное вещество, осаждаемое сырой нефтью, когда она течет вверх по стволу скважины и проходит через наземное оборудование.Парафин находится в резервуаре в виде жидкости, но когда масло выходит на поверхность и охлаждается, парафин становится твердым. Подобно накипи, накопление парафина замедляет или блокирует поток пластовых флюидов.
В некоторых случаях нагнетание горячего масла или пара в трубку может расплавить парафин. Для растворения парафина также можно использовать растворитель или его можно соскрести.
Песок
Коллекторы из песчаника часто имеют серьезные проблемы, поскольку пластовый песок добывается вместе с пластовыми флюидами.Добыча песка разрушает оборудование и может нарушить целостность скважины.
Хвостовики или грохоты с прорезями в забое часто используются для контроля выноса песка. Эти устройства функционируют как фильтры внутри ствола скважины, но могут забиваться.
Более распространенной технологией является гравийная набивка, в которой используется грохот вместе с отсортированным гравием. Гравий сдерживает песок, защищая экран, но позволяет пластовым флюидам вытекать на поверхность.
Другой подход к контролю за пескопроявлением — закачка пластичной смолы в пласт.Смола затвердевает и связывает песчинки вместе, предотвращая их попадание в ствол скважины. Однако этот метод может снизить проницаемость пласта, что снижает расход пластовых флюидов.
Неисправность и замена детали
Как мы видели на наших уроках бурения и предыдущих уроков по добыче, каждая скважина содержит много сложного оборудования. Оборудование может выйти из строя и потребовать замены в какой-то момент в течение срока эксплуатации скважины. В этом случае необходимо закрыть скважину и провести капитальный ремонт.
Например, штанговые насосы и насосные штанги выходят из строя, потому что они подвергаются сильной нагрузке из-за повторяющихся циклов. НКТ и пакеры также обычно заменяются из-за скважинного расхода, давления и температурных нагрузок, оказываемых на них во время добычи. Многие из ранее обсужденных примеров обслуживания — коррозия, накипь и парафин — могут ускорить необходимость замены этого оборудования.
Теперь, когда вы понимаете общие проблемы обслуживания, возникающие во время производства, давайте посмотрим на некоторое оборудование, используемое как для обслуживания, так и для капитального ремонта.
Оборудование для обслуживания и ремонта скважин
Обслуживание скважин и капитальный ремонт часто выполняются с использованием установок для ремонта скважин, установок гибких насосно-компрессорных труб или установок на кабеле.
Установка для ремонта скважин
Установка для ремонта скважин — это буровая установка уменьшенного размера.
После того, как скважина остановлена и ее давление находится под контролем, установка для капитального ремонта может снимать и заменять насосные штанги, скважинный насос или корродированные эксплуатационные колонны из скважины. Установка для ремонта скважин также может использоваться для вставки очищенных и отремонтированных устройств в НКТ или обсадную колонну.
Колтюбинговая установка
Блок гибких насосно-компрессорных труб позволяет оператору заходить в скважину, не снимая эксплуатационные колонны. В агрегатах этого типа используется барабан с гибкими трубками, поддерживаемый краном. Гибкая НКТ и соответствующий инструмент вставляются в скважину для выполнения ремонтных работ.
Устройство проводной связи
Блок троса состоит из прочного тонкого троса, закрепленного на катушке на поверхности колодца. Затем проволока используется для опускания инструментов или измерительных устройств в скважину.
Связанные ресурсы:
Что такое разведка и добыча?
Что такое Midstream?
Что такое нисходящий поток?
Что такое переработка?
Что такое нефть?
В чем разница между восходящим и нисходящим потоками?
Бурение нефтяных и газовых скважин и бурение на море
Нефть 101
Обслуживание эксплуатационных скважин | Нефть и газ
Обслуживание эксплуатационных скважин | Дэнни ™Мобильная компрессорная установка Nacelle запускает скважины, подвергшиеся удару, в высокоразвитых коллекторах и создает давление в стволе скважины для защиты от последствий обратного гидроразрыва пласта
- Портативная система закачки газа по необходимости для очистки газовых скважин
- Исключает буровые работы и механические подземные работы
- Ликвидация офсетного ГРП
- Давление нагнетания до 2500 фунтов на квадратный дюйм
- Экономичная альтернатива азоту
BTU Сокращение
Каждая работа индивидуальна — это справедливо для каждой скважины, пробуренной, завершенной и повернутой в линию.
Наши программы сокращения BTU помогают операторам соблюдать технические требования к газу для линий электропередачи, избегать дорогостоящих тарифных обязательств и увеличивать вашу прибыль.
- Снижает уровень газа в БТЕ в соответствии со спецификациями трубопровода, предотвращая уплату тарифов или других сборов, связанных с газом с высоким значением БТЕ
- Простая в использовании система, занимающая мало места
- Минимум трубопровода на месте. Не требуется чиллер или дополнительный генератор
- Без криогенных веществ, без абсорбентов, без химикатов, без сточных вод
- Высокая эффективность — Восстанавливает самый высокий процент систем разделения ШФЛУ на кубический фут, обеспечивая наибольшую ценность для ШФЛУ, проданных ниже по потоку
- Установка может быть адаптирована к малым или крупным предприятиям
Система извлечения NGL и извлечения факела | Big Dog ™ Технологические системы
Nacelle обеспечивают гибкость и решения для сложных условий соблюдения нормативных требований.
- Обедненный побочный газ метана для полезного использования
- Максимизировать добычу и маркетинг ШФЛУ
- Устранение или минимизация тарифов на сухую линию БТЕ
- Подготовить попутный газ от местного источника до экологически безопасного факельного сжигания
- Превышение государственных нормативных требований по сжиганию и выбросам
Испытания эксплуатационных скважин — факты и вымысел | Симпозиум SPE по вторичной добыче
В этом документе обсуждаются испытания добывающих скважин.Он включает изучение необходимой информации, методов и типов оборудования, используемого для получения этой информации, а также ограничений и причин ошибок в различных методах. Включены простые графики и формулы, чтобы помочь инженерам и полевому персоналу в интерпретации и использовании тестовой информации.
Введение
Экономичный режим добычи нефти требует постоянного совершенствования производственных технологий. Растущие затраты на материалы и рабочую силу сужают норму прибыли и вынуждают инженеров-технологов, полевых суперинтендантов, мастеров и руководство работать вместе с точностью или сталкиваться с постоянным повышением точности подъема или сталкиваться с постоянным увеличением затрат на подъем. Весь производственный процесс должен быть скоординирован от первоначального завершения до отказа. Решения о стимуляции скважин, установке оборудования большего размера и о начале поддержания давления могут быть очень дорогостоящими, если они приняты неправильно.
Большинство плохих решений принимается не из-за недостатка способностей или интеллекта в инженерии или управлении, а из-за того, что лицо, принимающее решение, либо не имело человека, принимающего решение, либо не имел достаточного количества индивидуальных скважинных данных для анализа ситуации , или данные, которые он использовал, были неверными.
Руководство должно постоянно подчеркивать необходимость точных и полных данных о производительности скважины, таких как количество нефти, данные о производительности, такие как количество нефти, воды и газа, которое скважина способна добыть при определенном забойном давлении. или уровень жидкости. Повышения давления, падения давления и повышения давления, падения давления и емкости также являются необходимой информацией.
Тестеры скважин, динамометры для измерения уровня жидкости, амперметры, устройства для измерения забойного давления, тахометры, рулетки и секундомеры должны использоваться для сбора данных для анализа добычи.производственный анализ. Поскольку по мнению автора, тестер эксплуатационных скважин является наиболее важным инструментом для анализа добычи, в данной статье будет рассмотрен выбор и использование этого инструмента.
ПОДХОДЯЩИЙ ИНСТРУМЕНТ ДЛЯ ПОДХОДЯЩЕЙ РАБОТЫ
Существует много различных типов тестеров эксплуатационных скважин. Ассортимент испытательного оборудования в тестерах эксплуатационных скважин. Испытательное оборудование варьируется по цене и степени сложности от полмиллиона долларов и степени сложности от установки за полмиллиона долларов с датчиками ядерной плотности до ржавого 5-галлонного ведра.Бывают случаи, когда установка за полмиллиона долларов может оказаться недорогим способом сбора данных. Однако никогда не следует путать простоту с устареванием, а также не следует путать изощренность с точностью.
Важным моментом является то, будет ли испытательное оборудование предоставлять информацию, необходимую оператору, с минимальными затратами в течение всего срока реализации проекта. Подбор оборудования очень проектный. Выбор оборудования очень важен, если ожидаются точные и надежные данные испытаний.Испытательное оборудование, используемое в одной области или для одного типа производства, может не подходить для другой области или типа производства.
При выборе испытательного оборудования инженер должен задать следующие вопросы.
Будет ли оборудование измерять общий объем жидкости, которую скважина будет добывать в течение полных 24 часов?
Будет ли оборудование измерять количество нефти, воды и газа, которое скважина способна добывать в сутки?
Можно ли получить мгновенную проверку дебита жидкости? [Это должно быть выполнено менее чем за 5 минут или самое большее за 10-15 минут.]
Процедуры капитального ремонта нефтяной и газовой эксплуатационной скважины | Марли Роуз
Такие проблемы, как разделение штанг и протечка НКТ, хотя они могут потребовать обслуживания и бригады, являются частью стандартных операций по техническому обслуживанию скважины.
Существуют более серьезные проблемы, которые могут потребовать полного ремонта. Ремонт может быть дорогостоящим, поскольку требует не только тяжелого оборудования и бригады, но также может потребовать глушения скважины и полной остановки производства на какое-то время.
Перед началом капитального ремонта скважину обычно необходимо заглушить.Это означает, что давление в пласте должно быть уравновешено давлением сверху, обычно путем закачки обработанной воды, нефти или пластовой воды в скважину. Это приводит к временной остановке потока пластового флюида. Закачиваемая жидкость со временем рассеется, позволяя скважине снова течь. Промывание колодца может ускорить этот процесс. Если будет закачано больше жидкости, скважина будет остановлена на более длительный период. Точный момент, когда в скважине снова начнется движение, невозможно предсказать, поэтому капитальный ремонт должен быть завершен в кратчайшие сроки.Если в качестве жидкости используется вода, можно подмешать хлорид калия, чтобы предотвратить чрезмерную гидратацию пласта.
Превенторы могут быть установлены как часть капитального ремонта. Это клапан в верхней части колонны насосно-компрессорных труб, который можно закрыть, чтобы перекрыть поток из скважины. Большинство состоит из двух частей. В верхней части находятся плашки, которые закрывают трубу при закрытии.В нижней части есть несколько глухих плашек, которые закрываются, когда труба не в отверстии. Это означает, что поток может быть ограничен, если он начинается в любой точке. Потребуется быстрое переключение между рождественской елкой и противовыбросовым превентором.
Ремонт — это дорогостоящая операция, и обычно она стоит того, только если есть серьезная проблема или она может привести к реальному увеличению производства. Большинство капитальных ремонтов используется для решения проблем в скважине.
НКТ или другая труба может застрять при попытке вытащить ее из колодца.
Может потребоваться капитальный ремонт, чтобы освободить прихваченную трубу, чтобы можно было провести техническое обслуживание и восстановить поток. Заклинивание труб обычно вызвано несколькими распространенными проблемами.
Соляные перемычки — одна из наиболее частых проблем, которые могут привести к прихватам трубы. Соляные мостики образуются, когда скважина прокачивается в несколько дневных циклов, а пласт содержит очень соленую воду. Вода будет скапливаться в межтрубном пространстве до начала откачки, когда она вытечет. Вода оставляет остатки соли. Когда процесс повторяется сотни раз в течение нескольких месяцев перекачивания, остатки могут образовывать перемычки, которые блокируют кольцевое пространство.Образующиеся соляные мостики могут снизить или даже полностью остановить производство. В кольцевое пространство можно капать пресную воду, растворяющую соль. Однако солевые мосты все еще могут возникать.
Масштаб может иметь аналогичный эффект, когда накапливается с течением времени.
При падении температуры и давления из воды будет появляться больше накипи. Отложения накипи можно просверлить, хотя есть химические вещества и покрытия, которые можно использовать для уменьшения накипи.
Песок также может перемещаться на дно скважины, и гравий также может уплотняться, так что труба или другое оборудование застревает.Добавление экранов к перфорированным швам может помочь предотвратить попадание песка в колодец.
Когда и насосно-компрессорные трубы, и колонна штанг извлекаются из скважины одновременно, это называется зачисткой скважины. Колонна штанг может сломаться, если сцепление насоса включено, а штанги повернуты против часовой стрелки. Когда стержни достаточно повернуты, стержень сломается. Верхнюю часть можно потянуть, а затем также потянуть НКТ, чтобы свободная колонна штанг вышла на поверхность. Это повторяется до тех пор, пока вся колонна труб и штанг не будет извлечена из скважины.
На дне большинства скважинных насосов имеется паз или муфта, что позволяет оторвать колонну штанг от поверхности.
Внизу насоса находится муфта, и колонна опускается до тех пор, пока муфта не войдет в зацепление, и колонна штанг не может быть разорвана. В верхней части некоторых насосов также находится муфта, позволяющая поднимать струну до срабатывания муфты. Размещение сцепления должно быть отмечено в записях, но тетиву также можно опускать или поднимать, пока сцепление не сработает.Защитные соединения могут облегчить разделение тетивы, чтобы ее было легче тянуть. Однако использование предохранительного сочленения создает свои проблемы.
При зачистке скважины есть риск разлива нефти. Более легкие масла также могут начать течь в скважине и потенциально даже привести к выбросу. Все это требует времени и затрат на очистку. Эти проблемы можно предотвратить, используя специальное оборудование, мазки и некоторые другие основные меры безопасности.
Удаление разорванной трубы из скважины может быть болезненным, особенно когда трудно поймать и зафиксировать свободный сломанный конец в скважине.
Чтобы упростить ловлю на трубке, можно разработать и изготовить специальный инструмент в магазине. Однако перед изготовлением этого инструмента необходимо запустить один или несколько слепочных блоков.
Оттискной блок — это плоский инструмент, спускаемый в скважину. Нижняя поверхность сделана из мягкого материала, который можно уронить на разорванную трубку, чтобы можно было произвести отпечаток. Стандартный слепочный блок изготавливается из мягкого свинца. В некоторых случаях может использоваться более мягкий блок, изготовленный из гудрона, или более твердый блок.Блок прикрепляется к насосно-компрессорной трубе, и ему дают возможность натянуть его на нить и дать ему возможность упасть в скважину.
Можно арендовать различные инструменты, которые можно использовать для захвата различных типов разорванных труб. Промежуток с фрезерной поверхностью полезен при ловле более круглой рыбы, а копье лучше всего подходит для ловли в неровном отверстии. НКТ может упасть на одну сторону обсадной колонны.
Когда это произойдет, в магазине можно построить офсетный палец. Это инструмент, который при повороте оборачивается вокруг струны.Компания, сдающая инструменты в аренду, также может иметь специалиста, который поможет в сложных операциях.
Операции гидроразрыва пласта, более известные как гидроразрыв, выполняются как способ увеличения пористости пласта, что позволяет увеличить поток и увеличить добычу. Доступен широкий спектр методов и технологий гидроразрыва.
Процесс гидроразрыва включает приложение гидравлического давления для раскола породы. Затем в трещины закачивают песок. Песок намного более пористый, чем порода, и позволяет увеличить поток через пласт.Для создания гидравлического давления можно использовать несколько различных жидкостей. Очищенная вода, вода из скважины и сырая нефть являются наиболее часто используемыми жидкостями. Также используются некоторые другие жидкости, изготовленные из нефтепродуктов. Водорастворимая каменная соль или маслорастворимые шарики моли добавляются к жидкости, чтобы она проникала дальше в пласт и создавала более глубокую трещину.
Другой вид гидроразрыва пласта использует кислоту под высоким давлением для протравливания новых каналов и расширения существующих каналов. Химическое вещество, называемое нейтрализатором, сделает кислоту безопасной по прошествии некоторого времени, чтобы ее можно было добыть обратно на устье скважины после завершения гидроразрыва.
Есть несколько других более специализированных форм гидроразрыва, например взрывоопасный тепловой гидроразрыв. Этот метод лучше всего использовать в неглубоких скважинах, где распространены более плотные продукты, такие как парафин.
Капитальный ремонт скважины может проводиться по нескольким другим причинам. В некоторых случаях может возникнуть необходимость в бурении на забое скважины, чтобы вернуть дебиты к ожидаемым уровням. В этих случаях НКТ можно использовать как бурильную трубу, добавив вращающуюся головку и вертлюг.
Рис. 2. Эта установка для работы над скважиной имеет двойной противовыбросовый штабелеукладчик, поэтому его можно продолжать производить во время капитального ремонта.
Было бы полезно как оператору получать более своевременные, подробные и точные отчеты о производстве ваших насосов в полевых условиях?
Pumpers, после завершения маршрута вы устали составлять производственные отчеты и отправлять эти билеты на продажу и обслуживание?
Если да, загляните в GreaseBook, чтобы увидеть, как сотни операторов (и тысячи насосов) используют простое мобильное приложение, чтобы упростить свою отчетность!
www.greasebook.com
Устойчивость и предел стабильной добычи нефтедобывающей скважины
После внимательного изучения рис. 4, 5 и 6, можно вывести следующие точки:
- 1.
Стабилизированный расход изменяется обратно пропорционально WHFP, но зависимость нелинейная
- 2.
По мере увеличения WHFP стабилизированная производительность становится более чувствительной к WHFP. Другими словами, абсолютное значение d Q LS / d P wh увеличивается по мере увеличения P wh .
В результате вышеизложенных выводов (особенно по второму пункту) уместны следующие вопросы.
Что может участок | d Q LS / d P wh | по сравнению с P WH рассказать нам о поведении колодца?
Анализируя это поведение, можем ли мы установить (однозначно) стабильный предел добычи (то есть наступление неустойчивого равновесия) скважины при преобладающих условиях системы пласт-скважина?
Чтобы ответить на предыдущие вопросы, скважина А используется в качестве примера и применяются следующие шаги.{2} + BQ _ {\ text {LS}} + \, C \) и получить \ ({\ text {d}} P _ {\ text {wh}} / {\ text {d}} Q _ {\ text { LS}} = \, 2AQ _ {\ text {LS}} + B \). В этом выражении A = −a , B = −b и C = P wh — c . Величины a , b и c являются коэффициентами в уравнении. 4.
Инвертируйте d P wh / d Q LS , чтобы получить \ ({\ text {d}} Q _ {\ text {LS}} / {\ text {d}} P _ {\ text {wh }} = 1 / (2AQ _ {\ text {LS}} + B) \).Обратитесь к «Приложению B» за доказательством справедливости этой простой инверсии.
Для набора различных P wh , сгенерируйте соответствующий набор Q LS по формулам. 6–9.
Для того же набора P wh по сравнению с Q LS постройте график устойчивости при преобладающих условиях коллектора и ствола скважины как \ (\ left | {{\ text {d}} Q _ {\ text {LS }} / {\ text {d}} P _ {\ text {wh}}} \ right | \, = \, \ left | {1 / \ left ({2AQ _ {\ text {LS}} + B} \ right )} \ right | \) по сравнению с P wh .Для добывающих скважин из-за обратной зависимости между Q LS и P wh , количество \ ({\ text {d}} Q _ {\ text {LS}} / {\ text {d} } P _ {\ text {wh}} \) всегда отрицательно.
Таким образом, для визуального удобства в данной работе рассматривается величина этой величины.
На основе приведенного выше графика определите различные фазы стабильности добычи, о чем свидетельствуют различия в кривых и наклонах (см. Следующий раздел).
Вышеупомянутые шаги описывают, как сгенерировать требуемый набор данных о производительности P wh по сравнению с Q Ls из уравнения.4 и опишите, как построить график устойчивости из того же набора данных. Мы называем полную комбинацию этих шагов новой моделью и новой процедурой .
Однако мы признаем доступность других методов создания набора данных производительности FWHP в зависимости от скорости потока. Там, где используются такие методы, нам все равно необходимо реализовать процедуру для построения графика устойчивости на основе такого набора данных. В таком случае мы предлагаем следующие шаги. Мы называем полную комбинацию этих шагов старой моделью и новой процедурой .
{2} + qQ _ {\ text {LS}} + r \) и получить \ ({\ text {d}} P _ {\ text {wh}} / {\ text {d}} Q _ {\ text {LS }} = 2pQ _ {\ text {LS}} + q \). Величины p , q и r являются эмпирическими константами
Инвертируйте d P wh / d Q LS , чтобы получить \ ({\ text {d}} Q _ {\ text {LS}} / {\ text {d}} P _ {\ text {wh }} = 1 / (2pQ _ {\ text {LS}} + q) \)
Для набора различных P wh , сгенерируйте соответствующий набор Q LS для функции на шаге 2
Выполните шаги 4 и 5, как описано ранее для новой модели и новой процедуры .
Фазы стабильности
Чтобы сделать этот процесс более понятным, продемонстрируем на примере. Стоит отметить, что количество | d Q LS / d P wh | описывает реакцию системы на колебания WHFP. При нанесении на график | d Q LS / d P wh | по сравнению с P wh для примера скважины A, Рис.
7 показывает, что можно выделить три различных фазы. Ниже приведены физические интерпретации этих фаз и явлений в игре.
График устойчивости для скважины А на основе новой модели и новой процедуры
Этап I На этом этапе производство стабильно. Следовательно, скорость изменения стабилизированной производительности по отношению к WHFP минимальна. То есть реакция системы на колебания WHFP мягкая (не обязательно постоянная) и практически линейная.Математически, наклон | d Q LS / d P wh | по сравнению с P wh кривая конечна, но близка к нулю в этой области (рис.7)
Фаза II Это переходная фаза, в которой производство демонстрирует некоторую возрастающую нестабильность. Следовательно, стабилизированная производительность очень чувствительна к WHFP на этой фазе. По сути, реакция системы на колебания WHFP становится ярко выраженной кривой.
Математически, наклон | d Q LS / d P wh | по сравнению с P wh кривая отлична от нуля, но имеет относительно небольшое положительное значение в этой области (рис.7)Фаза III На этой фазе скважина умирает, следовательно, происходит экспоненциальное изменение дебита при изменении WHFP. Математически, наклон | d Q LS / d P wh | по сравнению с P wh, кривая дает очень большое положительное значение в этой области (рис. 7).
Математически, наклон | d Q LS / d P wh | по сравнению с P wh кривая отлична от нуля, но имеет относительно небольшое положительное значение в этой области (рис.7)С учетом описаний фаз стабильности, идентификатором стабильного предела добычи является точка пересечения между стабильной (линейной) и переходной (изогнутой) областями.
В этом примере, показанном на рис. 7, комбинация новой модели и новой процедуры предсказывает, что нестабильная добыча начинается при WHFP ~ 800 psia. Как показано на Рис. 8, график поведения скважины, основанный на результатах PIPESIM и нашей новой методике, также показывает, что ~ 800 psia является стабильным пределом добычи для этой скважины при тех же условиях.
Обратите внимание, что заявленные ~ 800 psia, приписываемые PIPESIM, не были получены непосредственно PIPESIM. Но он был получен путем предоставления данных WHFP, созданных PIPESIM, в сравнении с характеристиками скорости (рис.4) к нашему новому методу анализа стабильности и построения графика, как описано в предыдущем разделе и на рис. 7. Хотя PIPESIM не сообщил о своем стабильном пределе, интересно отметить, что наши предыдущие результаты согласуются с наблюдаемым значением ~ 750 psia ( путем визуального осмотра) в выводе PIPESIM. Графики поведения других скважин показаны на рис. 9 и 10 для скважин B и C соответственно. Во всех случаях результаты новой модели + новой процедуры и PIPESIM + новой процедуры в целом сопоставимы.
График устойчивости для скважины A после применения новой процедуры к данным производительности, полученным из модели PIPESIM
Рис.
9 Графики стабильности для скважины B
Рис. 10Графики стабильности для скважины C
В таблице 2 приведены результаты для всех скважин, рассмотренных в данном исследовании. Во всех исследованных случаях наблюдается отличное согласие (т.е. среднее абсолютное отклонение около 5%) между нашим новым методом и PIPESIM.Обратите внимание, что мы намеренно оценили отклонение нашего нового метода (столбец 4 в таблице 2) от соответствующих результатов PIPESIM (столбец 2). В идеале первое должно было быть сравнено с столбцом 3, который дал бы идеальное согласие между нашим новым методом и «исправленными» результатами PIPESIM.
Таблица 2 Стабильные пределы добычи по различным моделям и методам для примерных скважин Для ясности нам необходимо пояснить столбец «Результаты PIPESIM + новая процедура» в таблице 2.Это относится к результатам, полученным, когда мы представили сгенерированный PIPESIM (с корреляцией VLP разделенного потока) набор данных WHFP в зависимости от скорости потока в нашу новую процедуру анализа стабильности.
С другой стороны, в столбце под названием «результаты новой модели + новая процедура» представлены результаты, полученные путем строгого применения нашего нового анализа стабильности к набору данных P wh по сравнению с Q Ls , созданным нашей новой моделью производительности ( без корреляции VLP отрывного потока) в уравнениях.4–9. В столбце под названием «Программное обеспечение PIPESIM» представлены результаты, полученные исключительно из PIPESIM без применения нашей процедуры стабилизации.
После тщательного изучения результатов в столбцах 2, 3 и 4 таблицы 2 следует обратить внимание на следующие вычеты:
Метод оценки предела устойчивости производства в PIPESIM отличается от нашего нового предложения
При том же наборе входных параметров кривые производительности превосходно совпадают ( P wh vs. Q Ls ), сгенерированный PIPESIM (с корреляцией VLP с разделенным потоком) и нашей простой моделью (без корреляции VLP с разделенным потоком)
При отправке сгенерированного PIPESIM набора данных о производительности в нашу новую процедуру стабильности, PIPESIM отлично согласен с нашим новым методом определения стабильности и стабильных пределов добычи нефтедобывающих скважин
Строгое применение нашего нового метода (моделей и процедур) для построения кривых производительности, проведения анализа стабильности и установления пределов устойчивости нефтедобывающей скважины является надежным и дает удовлетворительные результаты
Тесты на чувствительность
Для дополнительной проверки качества этого нового метода новая модель была применена к той же скважине A, но в данном случае с обводненностью (долей) 0.
30. В предыдущих анализах обводненность (фракция) составляла 0,0. Как показано на Рис. 11, когда обводненность увеличивается, скважина все еще демонстрирует стабильную, переходную и умирающую области, то есть фазы I, II и III, соответственно. Однако, как и ожидалось, подъемный потенциал скважины снижается по мере увеличения ее обводненности. Следовательно, когда обводненность (фракция) увеличивается с 0,0 до 0,30, предел стабильной добычи WHFP уменьшается с ~ 800 фунтов на квадратный дюйм (12 437 STB / день) до ~ 600 фунтов на квадратный дюйм (14 859 STB / день).
Графики устойчивости для скважины A при различных обводненности
Поучительно отметить, что, хотя предел стабильной добычи WHFP является верхней границей, соответствующий ей дебит является нижней границей. Это связано с тем, что скорость потока обратно пропорциональна WHFP. По сути, уменьшенный стабильный предел добычи (более низкий WHFP) означает меньшее окно стабильности (более высокий расход) и наоборот.
Меньшее окно стабильности подразумевает, что скважина рискует оказаться нестабильной (то есть, забивать) при более высоком дебите.Другими словами, при той же скорости потока скважина с меньшим окном стабильности будет демонстрировать большую нестабильность, чем ее аналог с большим окном стабильности. Таким образом, с точки зрения отбора, эти результаты моделирования показывают, что обводненность 30% снижает окно стабильности примерно на 19%. В обоих примерах скважина оставалась на естественном потоке. Эти результаты объясняют обычные полевые наблюдения повышенной нестабильности при повышении обводненности скважины.
Для более глубокого понимания мы исследуем влияние газлифта (или прорыва газовой шапки) на предел добычи.Для того же случая с обводненностью 30% влияние активного газового фактора на производительность скважины А было исследовано с помощью нашей новой модели. На рисунке 12 сравниваются результаты сценариев с низким и высоким газовым фактором. Следует отметить, что случаи с низким и высоким газовым фактором характеризуются активным газовым фактором ствола скважины, равным 476 и 1428 SCF / STB соответственно.
На рисунке 12 показано, что, когда скважина переходит из состояния низкого газового фактора в высокое, ее стабильный предел добычи увеличивается с ~ 600 фунтов на квадратный дюйм (14 859 STB / сутки) до ~ 1100 фунтов на квадратный дюйм (11 393 STB / сутки). Таким образом, более высокий газовый фактор дает скважине больше «свободы» для стабильной добычи.Это улучшение не является неожиданным, учитывая, что газ увеличивает добычу нефтяных скважин за счет уменьшения гидростатического напора за счет облегчения столба флюидов в стволе скважины. Другими словами, этот пример показывает, что выполнение подъема газа или прорыв газовой шапки может помочь скважине преодолеть противодавление до 1100 фунтов на квадратный дюйм на устье скважины, по сравнению с всего 600 фунтов на квадратный дюйм при работе с низкой активной ГФ, тем самым увеличивая окно стабильного производства (т.е. способность производить при более низких скоростях отбора без возникновения нестабильности) примерно на 23%.
12 Графики устойчивости для скважины A при обводненности 30%, но с другим активным газовым фактором
Чтобы понять влияние истощения коллектора на пределы стабильной добычи, на рис. 13 показаны кривые устойчивости для трех различных случаев. пластового давления, P r . При снижении пластового давления с 2817 до 2305 фунтов на квадратный дюйм стабильный предел добычи снижается с ~ 800 фунтов на квадратный дюйм (13 150 STB / сут) до ~ 400 psia (14 276 STB / сут).Эти результаты ясно демонстрируют, что нефтедобывающая скважина становится все более вероятной из-за нестабильности потока в стволе скважины, поскольку энергия привода пласта становится слабее. Эти результаты дают дополнительное представление о типичной недостаточной производительности эксплуатационных скважин в зрелых коллекторах, особенно на поздних стадиях эксплуатации.
Рис. 13Графики устойчивости для скважины А при обводненности 30%, но разных пластовых давлениях
Кроме того, мы исследуем предложенный метод, сенсибилизируя внутренний диаметр (ID) НКТ.
Как показано на Рис. 14, при уменьшении внутреннего диаметра НКТ с 0,3298 до 0,2897 до 0,2292 фута фаза I становится более плоской. Соответственно, стабильный предел добычи увеличивается с ~ 550 до ~ 600 до ~ 700 фунтов на квадратный дюйм, соответственно. Что касается скорости потока, сопутствующее наступление нестабильного равновесия снижается с ~ 14 859 до 10 105 до 4588 STB / сут, соответственно, что предполагает увеличение окна стабильности по мере уменьшения диаметра НКТ.
Графики устойчивости для скважины A при обводненности 30% и P r = 2561 фунт / кв. , в котором капиллярный подъем и способность удерживать частицы обратно пропорциональны внутреннему диаметру трубки.С другой стороны, меньшие внутренние диаметры трубок более ограничивают поток из-за эффекта дросселирования (антистабильности), в результате чего эффективность входа и потери на трение пропорциональны и косвенно пропорциональны внутреннему диаметру трубки, соответственно.
Наши результаты показывают, что с точки зрения влияния на стабильность потока капиллярный эффект преобладает над эффектом дросселирования. Таким образом, стабильный предел добычи изменяется обратно пропорционально внутреннему диаметру трубы. Эти результаты подтверждаются полевым опытом, так как мы знаем, что скважины с большим внутренним диаметром трубы более подвержены нестабильной добыче, чем их аналоги с меньшим внутренним диаметром, в аналогичных условиях.Более того, эти результаты частично подтверждают периодическую практику, особенно на зрелых активах, по замене больших насосно-компрессорных труб на меньшие, чтобы улучшить стабильность и продлить активный срок службы добывающей скважины (Blick et al. 1988). Взаимосвязь между размером кабелепровода и стабильностью системы заслуживает дальнейшего изучения. Как показали Inok et al. (2019) размещение трубки Вентури в горизонтальной верхней части также существенно улучшает стабильность системы.
В качестве дополнительных проверок устойчивости мы проводим дополнительные валидационные испытания нового метода, применяя более требовательный и требовательный к вычислениям метод (Blick et al.
1988) в скважины A, B и C. В таблице 3 представлены соответствующие наборы данных (в дополнение к данным в таблице 1), требуемые Blick et al. (1988), а также результаты нашего нового метода и модели Blick et al. (1988) модель.
В таблице 3 пары P wh и Q LS представляют собой точки данных на соответствующих кривых P wh по сравнению с кривыми Q LS новой модели (рис.4, 5, 6), а пары P wh * и Q LS * — это пределы устойчивости, определенные нашим новым методом. Очевидно, что наш новый метод показывает, что скважины A, B и C стабильны (т.е. P wh < P wh * и Q LS > Q LS *) на обозначены пары P wh и Q LS .