что такое квч в нефтянке

Кратковременная эксплуатация скважин для добычи вязкой нефти с помощью УЭЦН

Характерной особенностью современной нефтедобывающей отрасли промышленности является увеличение в мировой структуре сырьевых ресурсов доли трудноизвлекаемых запасов (ТИЗ).

Рис. 1. Распределение ресурсов вязкой нефти по административным регионам России

Из экономически эффективных способов добычи вязкой нефти можно отметить механизированную добычу с помощью винтовых насосных установок с поверхностным приводом. В России данный вид оборудования рас­пространен слабо. Во-первых, потому, что винтовые насосные установки представлены на отечественном рынке в основном импортными образцами, имеющими высокую стоимость. Во-вторых, для Российских условий более предпочтительны погружные винтовые насосные установки (УЭВН). Но предлагаемые на рынке УЭВН как оте­чественные, так и импортные, обладают низкой надежностью, в первую очередь, из-за отсутствия погружного тихоходного высокомоментного привода.

При использовании УЭЦН проблемы начинают проявлять себя при добыче средневязкой нефти. Один при­мер из опыта работы нашей компании. Вязкость нефти на Тананыкском месторождении ОАО «Оренбургнефть» со­ставляет 24,7 мПа-с. Казалось бы, вязкость небольшая. Но образование вязких водо-нефтяных эмульсий (ВНЭ), усугублявшееся значительной концентрацией взвешенных частиц (КВЧ), приводило к существенному сокраще­нию межремонтного периода (МРП), ограничению отборов нефти, повышенному расходу электроэнергии и, как следствие, увеличению себестоимости добычи нефти. Значительная часть скважин данного месторождения имела средний МРП менее 100 суток и относилась к часто ремонтируемому фонду (ЧРФ). Как правило, не был реализо­ван потенциал скважин.

Приведенные примеры показывают наличие значительного потенциала как по увеличению объемов добычи, так и по снижению ее себестоимости. Для достижения означенных целей необходимо решить несколько задач организационно-технологического плана. Основными технологическими задачами, как видно из приведенных выше примеров, являются решение проблем образования вязких ВНЭ и выноса песка. Эти задачи решаются применением кратковременной эксплуатации скважин (КЭС) при форсированных отборах (ФОЖ).

Впервые метод ФОЖ был внедрен в Самарском регионе более 60 лет назад, но как основная технология стал широко использоваться только в конце 1990-х гг. В 2000-2005 гг. В ходе опытно-промысловых работ (ОПР) был лучен опыт применения ФОЖ, выявлена его эффективность, в том числе и для месторождений вязких нефтей. Появление метода ФОЖ на месторождениях с вязкими нефтями основано на технологии «холодной добычи» (ТХД), появившемся в Канаде в 80-х годах прошлого века.

Холодная добыча представляет собой нетрадиционный способ первичной добычи, при котором песок извлекают вместе с нефтью, водой и газом. Он реализуется в вертикальных, наклонных или наклонно-направленных скважинах с применением винтовых насосных установок с поверхностным приводом. Темп добычи существенно увеличивается по сравнению с традиционным.

Упомянутый выше метод ФОЖ в части разработки и эксплуатации месторождений вязкой нефти был основан на ТХД. Однако самарские и канадские месторождения имеют ряд существенных отличий (табл. 2). Наиболее существенные отличия: большая глубина залегания, разная степень сцементированности коллекторов, меньшая вязкость нефти. Сходные горно-геологические условия имеют месторождения Ульяновской области, а также южных районов Татарстана, в основном Нурлатского района. Следствием указанных отличий явилось предпочтение УЭЦН для добычи нефти на данных месторождениях.

Таблица 2

Сравнение геолого-физических параметров самарских и канадских месторождений

Источник

Что такое квч в нефтянке

ных частиц (КВЧ) в 3-5 мг/л такие скважины имеют достаточно высокие удельные коэффициенты приемистости и при разумных забойных давлениях характеризуются высокими устойчивыми расходами воды. Как правило, не требуют специальных методов повышения фильтрационных характеристик призабойной зоны.

Ко второй группе относятся скважины, вскрывшие коллекторы пониженной проницаемости, часто малоустойчивые и небольшой толщины. Успешное освоение таких скважин возможно только при использовании методов искусственного повышения фильтрационных характеристик ПЗС. Даже при этом удельные коэффициенты приемистости невысоки, а со временем приемистость снижается. Закачка воды в такие скважины сопряжена с ее тщательной подготовкой и с особыми требованиями по содержанию взвешенных частиц.

Обычно освоение нагнетательных скважин ведется многими из вышеописанных способов, но жестко контролируемым параметром остается содержание КВЧ.

Приведенные цифры говорят не только о серьезной проблеме в эксплуатации нагнетательных скважин, но и в целом о проблеме поддержания пластового давления закачкой воды.

ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН И ПЛАСТОВ

В настоящее премя известно много различных методов исследования скважин, но только гидродинамические исследования выполняются силами нефтедобывающих предприятий и являются неотъемлемой частью процессов регулирования выработки запасов углеводородов.

Под гидродинамическими исследованиями скважин и пластов будем понимать совокупность различных мероприятий, направленных на измерение определенных параметров (давление, температура, дебит, время и др.) в работающих или остановленных скважинах и их регистрацию. Зачастую при этом отбираются пробы продукции, направляемые в специальные исследовательские лаборатории.

Исследования проводятся специальными бригадами с использованием соответствующей техники и измерительных приборов.

К гидродинамическим исследованиям будем относить термодинамические и дебитометрические исследования скважин.

3.1. ЦЕЛИ ИССЛЕДОВАНИЙ

Цели гидродинамических, термодинамических и дебитометри-ческих исследований скважин и пластов многочисленны, но к основным из них относятся:

1. Выделение продуктивных горизонтов с их качественной и количественной характеристиками.

2. Определение параметров призабойной зоны скважины и пласта, насыщенных флюидами:

— послойная и зональная неоднородность;

— глинистость, песчанистость и др.;

3. Определение по отбираемым пробам свойств насыщающих залежь флюидов:

— физические свойства (плотность, вязкость, коэффициент сжимаемости и др);

— химический состав флюидов (нефти, газа и воды);

— давление и температуру;

— газонасыщенность и др.

4. Определение комплексных параметров, характеризующих систему «коллектор-флюид»:

— коэффициент проводимости (гидропроводности) khl\x\

— коэффициент подвижности kl\x;

— коэффициент упругоемкости Р

— коэффициент пьезопроводности ж

5. Получение сведений о режиме дренирования:

— однофазная или многофазная фильтрация;

— наличие газовой шапки;

— расположение ВНК и ГНК.

6. Получение сведений о темпе падения пластового давления (или о его изменении).

7. Получение информации о термодинамических явлениях в призабойной зоне скважины и проявлении эффекта Джоуля-Том-сона при течении продукции из пласта в скважину.

8. Контроль процесса выработки запасов углеводородов и прогноз этого процесса во времени.

9. Получение сведений о притоке (приемистости) скважины по толщине продуктивного горизонта (дебитометрические исследования).

10. Оценка необходимости применения искусственного воздействия на залежь в целом или на призабойную зону скважины.

И. Определение основных характеристик скважин:

— коэффициент продуктивности (приемистости);

— приведенный радиус скважины;

— максимально возможный и рациональный дебиты скважины;

— коэффициенты обобщенного уравнения притока.

12. Получение необходимой информации для выбора рационального способа эксплуатации скважин.

13. Получение необходимой информации об энергетическом состоянии разрабатываемой системы и его изменении по времени.

Источник

Что такое квч в нефтянке

концентрация взвешенных частиц

крайне высокая частота

Словарь: С. Фадеев. Словарь сокращений современного русского языка. — С.-Пб.: Политехника, 1997. — 527 с.

коллоидно взвешенная частица;
коллоидная взвешенная частица

Смотреть что такое «КВЧ» в других словарях:

Квч — многозначный термин, который может означать: КВЧ терапия метод лечения при котором осуществляется воздействие на организм человека с помощью энергии электромагнитных волн диапазона крайне высоких частот. сканер КВЧ устройство для получения… … Википедия

КВЧ — крайне высокая частота культурно воспитательная часть … Словарь сокращений русского языка

квч-терапия — квч терапия, квч терапии … Орфографический словарь-справочник

КВЧ-терапия — КВЧ терапи/я, КВЧ терапи/и … Слитно. Раздельно. Через дефис.

КВЧ ММД — коротковолновая часть миллиметрового диапазона … Словарь сокращений и аббревиатур

КВЧ-терапия — Лечение с помощью КВЧ терапии заболевания лучезапястного сустава КВЧ терапия биофизическая теория, исследующая механизмы воздействия на живой организм электромагнитного излучения (ЭМИ) миллиметрового диапазона (1 10 мм) крайне выс … Википедия

КВЧ ММД — коротковолновая часть миллиметрового диапазона … Словарь сокращений русского языка

диапазон КВЧ — диапазон КВЧ: По ГОСТ 24375. Источник: ГОСТ Р 51386 99: Аппаратура радиорелейная. Цепи стыка. Методы измерений параметров … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

Диапазон крайне высоких частот (КВЧ) — По ГОСТ 24375 80 Источник: ГОСТ Р 50765 95: Аппаратура радиорелейная. Классификация. Основные параметры цепей стыка … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

Девятков, Николай Дмитриевич — Николай Дмитриевич Девятков Академик Н.Д. Девятков Дата рождения: 29 марта (11 апреля) 1907(1907 04 11) Место рождения: Вологда, Российская и … Википедия

Источник

Нефть, Газ и Энергетика

Блог о добычи нефти и газа, разработка и переработка и подготовка нефти и газа, тексты, статьи и литература, все посвящено углеводородам

Влияние КВЧ

Прежде всего, изнашиваются защитные втулки вала и ступицы направляющих аппаратов. Эта пара трения работает как радиальный подшипник скольжения. В зазор между втулкой и ступицей неизбежно попадает пластовая жидкость, играя при этом роль смазки. При нормальных условиях работы и соответствующем составе пластовой жидкости данный узел может полноценно работать не один год. Однако в пластовой жидкости часто содержится песок и иные мех примеси, что является превосходным абразивным материалом.

На данном этапе (пока насос не изношен) особую опасность представляют мелкие частицы, способные проникнуть в зазор между втулкой и ступицей направляющего аппарата. Начинается износ. Небольшая потеря материала ведет к эксцентрическому вращению (биению) вала. Это биение сильно увеличивает боковую нагрузку на подшипники, что ведет к ускоренному износу. При смещении вала в сторону от центра, осевая нагрузка на вал заставляет его продольно изгибаться, что увеличивает боковую нагрузку на подшипник. Тонкий и длинный вал, испытывая осевое усилие, стремиться принять волнообразную форму близкую к синусоиде.

Особое влияние на наработку на отказ оказывает осевой износ, который выражается в износе упорных колец (текстолитовых шайб) и их контактирующих поверхностей в насосной ступени (бурты направляющих аппаратов). Осевые усилия, создаваемые плавающим рабочим колесом, воспринимаются упорными кольцами внутри самой ступени. Подобно радиальным подшипникам упорные поверхности этих осевых колец смазываются и охлаждаются добываемой жидкостью. Абразивные частицы, попадая в зону контакта шайбы колеса и бурта направляющего аппарата, истирают материал упорных колец и сам металл ступени.

Осевую нагрузку, действующую на вал воспринимает узел пяты насоса. И соответственно происходит износ шайбы пяты и подпятников.

Износ вала насоса выражается, как правило, в образовании на нем глубоких кольцевых каналов. Причиной появления этих каналов является электрохимическая коррозия, а наличие механических примесей повышает интенсивность износа рабочих органов.

Центробежные насосы являются модернизацией существующих конструкций и полностью взаимозаменяемы с ними как по гидродинамическим характеристикам, так и по размерам.

Все детали осевых и радиальных подшипников в насосах выполнены из современных материалов:

-осевые опоры из карбида кремния или силицированного графита или твердого сплава;

-радиальные подшипники из абразивно-стойкого материала «КАРСТ»

Для работы в скважинах с содержанием абразивных частиц свыше 500 мг/л рекомендуется устанавливать «активные» опоры, представляющие собой ступени требуемого номинала, у которых ступицы колеса и аппарата выполнены из материала «КАРСТ»

Источник

Нефть, Газ и Энергетика

Блог о добычи нефти и газа, разработка и переработка и подготовка нефти и газа, тексты, статьи и литература, все посвящено углеводородам

Технология вывода на режим УЭЦН

· До начала запуска скважин переводимых на УЭЦН, вводимых из бездействия, после КРС, или входящих в списки часто ремонтируемых и работающих периодически, технологу ЦДНГ необходимо составить и выдать оператору ДНГ программу вывода на режим, которую контролирует и корректирует постоянно в процессе всего вывода на режим;

· В процессе пускового режима и вывода на режим необходимо следить за показаниями амперметра и вольтметра до наступления установившегося режима работы ПЭД ( I х.х. I раб. I ном.), обеспечить постоянный замер дебита в АГЗУ, регистрацию объема отобранной из скважины продукции.

· В случае срабатывания защиты ЗП, ЗСП, ПКИ после запуска УЭЦН разрешается произвести не более двух включений с интервалом времени 10-15 минут. При повторных срабатываниях защит дальнейшие работы производить согласно раздела №7 настоящего регламента;

· Проверить визуально наличие подачи на устье скважины (путем открытия пробоотборного вентиля), а также прохождение скважинной жидкости до АГЗУ. Время появления подачи в зависимости от статического уровня, типа УЭЦН и диаметра НКТ приведены в таблице №3;

· Косвенным показателем нормальной работы УЭЦН служит скорость снижения динамического уровня в скважине (при условии, что пласт не работает, газа нет). Расчетные данные по скорости снижения динамического уровня, в зависимости от диаметра эксплуатационной колонны, диаметра НКТ и типа УЭЦН приведены в таблице № 5;

· В случае если подача не появилась, динамический уровень снижается на меньшую чем указано в таблице величину, а признаки работы пласта отсутствуют, то дальнейшие работы по этой скважине производить только под руководством технолога ЦДНГ;

· После остановки УЭЦН для охлаждения ПЭД допускается запуск с любого статического уровня при условии, что сток жидкости из НКТ (при негерметичном обратном клапане) прекратился;

· В процессе вывода на режим необходимо осуществлять постоянный контроль следующих параметров:

Ø изменение уровня жидкости в скважине;

Ø буферное, линейное и затрубное давление;

Ø первичное напряжение (напряжение с КТППН);

Ø сопротивление изоляции системы «кабель-ПЭД».

Ø притока жидкости из пласта.

Все параметры необходимо заносить в карту вывода скважины (приложение № 4). После каждого замера рабочих параметров необходимо производить расчет притока жидкости из пласта (раздел 4.2) до установления безопасного (минимально достаточного для охлаждения ПЭД) притока. Вывод скважин на режим без контроля, а также отсутствие или не заполнение карты вывода на режим, является нарушением технологии вывода на режим.

После откачки и визуального определения отсутствия в продукции скважины жидкости глушения и до окончания вывода на режим необходимо производить ежесменный отбор пробы на КВЧ. Отбор проб на КВЧ при выводе на режим производится по скважинам:

Ø после ГРП (с давностью гидроразрыва менее 1 года);

Ø с выносом механических примесей (по результатам исследований проб при эксплуатации скважины или по результатам разборов на Дне Качества);

Ø на УЭЦН с подконтрольной эксплуатацией и экспериментальных установках;

Ø после капитального ремонта (перестрел, переход на другой пласт и т.д.);

Ø выводимых из бездействия;

Ø после проведения работ связанных с обработкой призабойной зоны (промывка гидрожелонкой, перо-воронкой и т.д.).

Содержание механических примесей в перекачиваемой жидкости не должно превышать:

Ø Для УЭЦН в износостойком исполнении – 500 мг/л;

Ø Для УЭЦН в обычном исполнении – 100 мг/л.

· При отсутствии достаточного притока из пласта для данного типоразмера ПЭД в скважине необходимо производить остановку УЭЦН на охлаждение, на время не менее чем на 1 час 30 минут.

· Периодичность контроля для скважин, пласт которых еще не заработал, в зависимости от типоразмера двигателя производиться не менее двух раз за время «откачки», согласно таблицы № 6 (непосредственно после запуска и перед остановкой УЭЦН) с учетом максимально допустимого содержания свободного газа на приеме насоса, с обязательным замеров всех контрольных параметров и определением притока). После остановки УЭЦН контроль за восстановлением динамического уровня достаточно произвести один раз, непосредственно перед запуском УЭЦН.

УЭЦН с ПЭД мощностью до 32 кВт. включительно

В течение 2-х часов работы + 1,5 часа охлаждения

Контроль производиться до момента перевода УЭЦН на постоянной режим работы

УЭЦН с ПЭД мощностью более 32 кВт., до 45 кВт. включительно

В течение 1 часа работы + 1,5 часа охлаждения

УЭЦН с ПЭД мощностью свыше 45 кВт.

В течение 0,5 часа работы + 1,5 часа охлаждения

· Время контроля за работой скважины с УЭЦН или процессом восстановление динамического уровня должно по продолжительности быть не менее 30 минут (снятие замера дебита и изменение уровня в затрубном пространстве);

· При появлении притока, достаточного для охлаждения ПЭД, необходимо перевести работу УЭЦН из периодического (циклического) режима в режим постоянной откачки жидкости;

· Перевод с периодической работы на постоянную, осуществляет электромонтер ООО «ЭПУ-Сервис» по заявке ЦДНГ, одновременно с перенастройкой защит СУ УЭЦН (согласно приложение №2) при необходимости;

· Периодичность контроля над параметрами работы УЭЦН после появления притока достаточного для охлаждения ПЭД и перехода на постоянную откачку жидкости, производить не менее 3-х раз в смену до окончания вывода УЭЦН на режим;

· Запрещается ограничивать (штуцер, задвижка) подачу насоса при пер­вых циклах отбора жидкости глушения, т.к. при этом насос длительное время от­бирает жидкость из затрубья, что приводит к перегреву ПЭД вследствие недостаточного охлаждения;

· Допускается «автовывод» УЭЦН номинальной производительностью до 125 м3\сут включительно с применением СУ имеющих соответствующее программное обеспечение и подключенных к системе телемеханики, при этом в карте вывода записываются параметры скважины до установки «автовывода», параметры заданной программы «автовывода», расчёт ожидаемых и фактических параметров скважины по прибытию оператора;

· Ответственность за заполнение карты вывода скважины на режим несет лицо, осуществляющее непосредственное выполнение работ на скважине. Контроль над правильностью и своевременностью заполнения карты вывода на режим возлагается на ведущего технолога ЦДНГ;

Ответственность за своевременность и качество вывода скважины на режим возлагается на ведущего технолога ЦДНГ или в случае вывода скважины подрядной организацией на подрядную организацию.

Источник