Что такое кпд в нефтянке

Взять от скважин всё

Петербургский профессор Анатолий Молчанов разработал технологию, которая позволяет значительно повысить отдачу нефтяных пластов Нефть в российских месторождениях скоро закончится – статьи на эту тему регулярно появляются в отечественной прессе. Специалисты утверждают: на самом деле 70 процентов отечественной нефти все еще остается в недрах Земли, и проблема в другом – на старых месторождениях сейчас извлекается только одна треть нефти, находящейся в пласте. Но как повысить КПД нефтяных скважин?

Многие месторождения Урало-Поволжья и Западной Сибири из-за длительной эксплуатации истощились. Большинство скважин, введенных в разработку в 1960–1970-х годах, нещадно эксплуатировались в последние два десятилетия – оптимальный режим добычи не соблюдался. В результате в хороших коллекторах процент добычи составляет не более 35–45 процентов, а в сложных карбонатных коллекторах, где условия добычи сложнее, извлекается не больше четверти.

Ученые и нефтяники стараются повысить отдачу скважин, используя метод гидроразрыва пласта. Суть его в том, что в скважину нагнетаются под высоким давлением огромные объемы воды, чтобы создать дополнительные трещины (каналы) в пласте для облегчения продвижения к скважине нефти. Но эта технология не всегда дает нужный эффект и даже если срабатывает, эксплуатировать скважину долго нельзя – через несколько месяцев она обводняется и становится непригодной для дальнейшей рентабельной работы.

По оценкам аналитиков, Россия снизила объемы нефтедобычи из-за истощения месторождений и не имеет шанса их увеличить. Но оказалось, что такая возможность есть – благодаря методу Молчанова.

Профессор Горного университета Анатолий Молчанов начал искать оптимальную технологию нефтедобычи более тридцати лет назад, когда работал директором научно-исследовательского института в Башкирии. Занимаясь исследованиями, связанными с созданием аппаратуры для контроля траектории при проводке наклонных и горизонтальных скважин, ученый с коллективом сотрудников разрабатывал новые методы интенсификации добычи нефти.

– Тогда разработка нефтяных месторождений горизонтальными скважинами, которую мы применили, была инновацией, – вспоминает Анатолий Александрович. – Ее преимущество в том, что контакт скважины с пластом становится более протяженным, и это дает возможность извлекать больше нефти.

На следующем этапе ученый поставил новую задачу – создать технологию, позволяющую извлекать из скважины максимум нефти. Для этого он решил обратиться к нелинейной физике и эффекту резонанса, который сегодня используется в разных областях науки. Работая в Башкирии, Молчанов и его коллеги попробовали использовать разряды тока определенной частоты в воде. В ходе экспериментов удалось найти оптимальный способ воздействия на нефтеносный пласт. Оказалось, успех в том, что надо создать в пласте резонанс, воздействуя на него широкополосными плазменными импульсами. Опираясь на волновую теорию паро- и газожидкостных сред и теорию теплообмена, Анатолий Молчанов и сотрудники Горного института Владимир Сидора и Дмитрий Дмитриев разработали нелинейный широкополосный источник периодических колебаний, способных вызвать резонанс в пласте. И, что характерно, эффект воздействия резонанса продолжает действовать от шести до десяти месяцев и даже дольше, в зависимости от геологических условий.

– Эксперименты в этом направлении проводились и раньше, но колебания создавались на поверхности Земли, и до нефтеносного пласта доходило лишь один-два процента энергии, – объясняет Анатолий Александрович. – Мы подсчитали необходимую энергию и сделали аппарат, способный создавать колебания прямо в скважине. Пропускаем ток высокого напряжения через электроды разрядника, и электрическая дуга приводит к образованию плазмы, которая создает ударную волну сжатия. Энергия ударной волны распространяется по скелету пласта, превращаясь в продольные и поперечные волны. В результате нефть, которая содержится в порах, начинает быстрее двигаться по капиллярам, вытесняя воду. Что особенно важно, эта технология позволяет поддерживать щадящий режим разработки пласта.

Впервые профессор Молчанов выступил с докладом о новом методе на Ассамблее стран СНГ в 1995 году. Но широкую известность плазменно-импульсная технология получила только совсем недавно – инновации в нефтедобыче, как и в других отраслях российской экономики, принимаются долго и сложно. Наш рынок крайне консервативен.

Первый патент на новую технологию Анатолий Молчанов получил девять лет назад, а сегодня она защищена уже многими патентами России.

Для коммерческого применения метода была создана фирма Novas Energy, в которой профессор Молчанов является директором по научной работе и продолжает разработку технологии. Недавно компания стала резидентом инновационного фонда «Сколково». Перед ней поставлена масштабная задача – добиться повышения извлекаемых запасов углеводородов из труднодоступных месторождений, которые разрабатываются горизонтальными скважинами.

Несомненный плюс новой технологии – ее низкая себестоимость. Затраты окупаются максимум за месяц. К тому же технология – экологически чистая: она не использует взрывоопасных веществ и химических реагентов. А главное – позволяет увеличить срок эксплуатации истощенных месторождений.

– У нас в стране примерно 120 тысяч простаивающих скважин, – говорит Анатолий Молчанов. – Если, используя наш метод, их снова начать эксплуатировать, объем нефтедобычи возрастет на 10–15 процентов, а это еще десятки миллионов тонн нефти в год. Наши специалисты уже работают с крупнейшими российскими компаниями – «Роснефтью», «Газпромнефтью», «Сургутнефтегазом», «ЛУКОЙЛом», и весьма успешно.

Молчановская технология повышения КПД нефтяных скважин экспонировалась на многих международных выставках по инновационным технологиям и заслужила там самые высокие оценки. Свидетельство тому – дипломы и медали из Москвы, Петербурга, Парижа, Брюсселя, Женевы…

Новой разработкой российских ученых уже заинтересовались в Индии и на Ближнем Востоке – в Омане и Саудовской Аравии, где наши специалисты могут составить серьезную конкуренцию американцам. Новый метод высоко оценила и Норвежская государственная нефтяная компания, которая собирается использовать его для нефтедобычи на шельфе.

– Плазменно-импульсную технологию можно применять и при добыче других полезных ископаемых, – уверен профессор Молчанов. – А это открывает перед нашей разработкой еще более широкие перспективы.

Анатолий Молчанов, доктор технических наук, профессор. Родился в 1938 году в Ташкенте. Окончил Новосибирский электротехнический институт связи. Прошел путь от инженера до генерального директора НПО «Рудгеофизика». С 1992 года заведующий кафедрой геофизических и геохимических методов поиска и разведки месторождений полезных ископаемых Санкт-Петербургского государственного горного университета.

Основатель нового направления в геофизике: геофизические исследования скважин в процессе бурения и автономные информационно-измерительные приборы. Имеет 80 авторских свидетельств на изобретения, более 250 печатных работ.

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

Эффективность работы магистральных и подпорных нефтяных насосных агрегатов

Экономичность работы насосного оборудования определяется значением КПД в процессе эксплуатации. В связи с этим при эксплуатации необходимо осуществлять анализ фактических напорных и энергетических характеристик насосов и разрабатывать мероприятия по их улучшению.

Проведенные промышленные испытания и опыт эксплуатации магистральных насосов показывают, что эти насосы не уступают лучшим зарубежным образцам. Однако фактические показатели работы насосных агрегатов при перекачке нефтей показывают, что КПД их в среднем ниже на 6 %, а развиваемый напор — на 9. 10 % по сравнению с паспортными.

Это снижение приводит к значительному экономическому ущербу. Для иллюстрации приведем пример: определим ущерб от снижения КПД насоса НМ 10000-210 по сравнению с паспортом на 5 % в оптимальном режиме при перекачке нефти с плотностью 860 кг/м3. В указанном режиме КПД насоса 0,89, а двигателя 0,97.

Затраты мощности двигателя составят, если он работает в соответствии с паспортными данными, 5700 кВт. Пять процентов от этой величины составляют 285 кВт. При годовой работе насоса (8400 ч) потери электроэнергии составят 2394 тыс. кВт ч.

Этот простой пример четко иллюстрирует важность мероприятий по повышению экономичности работы насосов.

Основными причинами снижения КПД магистральных насосов типа НМ при работе на нефтях по сравнению с паспортными являются:

причины, связанные с отклонениями в размерах машины при ее изготовлении;

увеличение объемных потерь в щелевых уплотнениях из-за увеличения зазоров в уплотнительных кольцах сверх нормативных;

увеличение уровня вибрации насоса в результате некачественной сборки, монтажа, возникающих дефектов или кавитации в насосе;

изменение диаметра рабочего колеса путем обточки, отклонение его фактических размеров от проектных, погрешности при его монтаже в насос (несимметричность расположения относительно улитки; смещение выходных кромок половинок рабочих колес относительно друг друга, неравенство щелевых зазоров уплотнения колеса и др.);

влияние вязкости перекачиваемой нефти;

содержание свободного газа в перекачиваемой жидкости;

недостаточный подпор для первого по потоку насосного агрегата;

работа насосов на нестационарных режимах, зависимость работы насоса от его положения по потоку, влияние схемы подвода жидкости к насосу и другие причины.

Для иллюстрации изложенного остановимся коротко на причинах, снижающих КПД насосов, типа НМ 10 000-210 с ротором.

Снижение КПД, связанное с отклонениями геометрических размеров насоса при его изготовлении и сборке

Отметим, что параметрические испытания магистральных насосов типа НМ, изготовленных Сумским насосным заводом согласно ГОСТ 6134-71, проводятся на холодной воде, при числе оборотов 25 с1. Для снятия рабочих характеристик испытуемый насос тщательно готовится. При этом проверяются соответствие требованиям документации всех геометрических размеров и допусков как рабочего колеса, так и корпуса насоса.

В случае отклонения рабочих характеристик испытуемого насоса от характеристик по ТУ его доводят. Под доводкой понимается вскрытие насоса, проверка и устранение отклонений геометрических размеров, устранение шероховатостей, неровностей во внутренних полостях рабочего колеса и корпуса насоса и т.д.

Необходимо отметить, что параметрическим испытаниям подвергаются согласно ГОСТ 6134-71 выборочные и доведенные насосы из данной серии. Все остальные насосы согласно этому стандарту должны подвергаться испытаниям на соответствие создаваемому напору в диапазоне подач, соответствующих рабочей зоне.

Случайные отклонения размеров и формы деталей насосных агрегатов, связанные с технологией их изготовления и качеством обработки поверхностей (дефекты при литье, несоответствие геометрии проточной части чертежам, изменения толщин лопаток, входных и выходных диаметров, зазоров в уплотнениях, повышенная шероховатость и наплывы в проточной части и т.д.), приводят к несоответствию фактических характеристик паспортным. Различия между паспортными и индивидуальными характеристиками, а также между характеристиками насосов одной серии, корпуса и колеса которых считаются идентичными, но отливаются в разное время, могут быть значительными.

Были отмечены значительные деформации спирали отвода. Расчетное сечение спирали отвода зажато до 7 % (рис. 12.1) за счет утолщения языка.

Местное несовпадение контуров каналов крышки и корпуса составило 3-5 мм. Вследствие этого индивидуальные характеристики насосных агрегатов изменились по сравнению с паспортными (табл. 12.1). Видно, что

Рис. 12.1. Пример деформации спирали отвода

фактические оптимальные режимы значительно не соответствуют расчетным.

Естественно, геометрические отклонения влияют на характеристики насоса во всей области подач. На величину отличия фактических параметров насосов от паспортных влияет то, что условия измерения параметров на НПС отличаются от предписываемых ГОСТ 6134—71. Нерациональность измерения подачи на каждой НПС, отсутствие требуемых ГОСТом прямых участков при определении давления (хотя, в этом случае, можно рекомендовать получение паспортных характеристик при подводе нефти, как в условиях эксплуатации, согласно примечанию к п. 2.14 ГОСТ 6134—71), измерение давления только на нагнетательной линии насоса, неточность расположения точки отбора давления приводят к дополнительному искажению индивидуальных характеристик насоса.

Рассмотрим подробное влияние отклонений некоторых геометрических параметров на характеристики насоса. В рабочей зоне работы насосного агрегата наибольшее влияние оказывают: наружный диаметр колеса D2, ширина выходного канала Q2, угол выхода лопатки р2, толщина лопатки на выходе 62, расстояние между рабочим колесом и языком спирали и форма языка, площади сечения спирали отвода.

При частичных расходах также оказывают значимое влияние на характеристики входной диаметр колеса, толщины покрывного и основного дисков, зазор в уплотнении, форма входа лопастей рабочего колеса, смещение оси колеса и отвода и Ú.‰.

Однако при подачах, меньше номинальной, доминирующим становится влияние противотока и закрутки потока, которые распространяются далеко в область всасывания, повышая давление на периферии сечения и снижая тем самым значение измеряемого напора. Сложный и недостаточно изученный характер потока на входе в колесо при частичных подачах и трудность одновременного учета всех возможных отклонений геометрических параметров не позволяют прогнозировать изменение характеристик насоса в этой области. При неточном литье относительное изменение толщины лопаток может достигать ±20 %, что приводит к изменению величины (AQ/Q)62 на ±1,5 %.

При отклонениях средней толщины лопаток на входе 6t наблюдается относительное изменение производительности того же порядка.

Большой интерес для изучения представляет влияние зазора между рабочим колесом центробежного насоса и языком спирального отвода, а также формы языка на параметры центробежного насоса.

Величина зазора между колесом и отводом должна быть оптимальной. Реальный поток, ориентируясь в области языка, приспосабливается к обтеканию с минимальными потерями.

В момент прохождения концов лопастей колеса мимо языка спирали возникают гидравлические удары и пульсации давления, энергия которых для насосов с большим коэффициентом быстроходности ns довольно значительна. Если величина зазора мала, то местное ударное понижение давления до уровня, меньшего давления паров, может привести к локальной кавитационной эрозии, насос работает с шумом и повышенной вибрацией.

Увеличение зазора путем обточки языка уменьшает интенсивность пульсаций. Кроме того, по некоторым исследованиям обточка аналогична подрезке выходных концов лопаток колеса: уменьшается крутизна напорной характеристики насоса, повышается напор при большей производительности.

При нулевой подаче напор остается неизменным, максимальный КПД повышается и смещается в сторону больших подач (рис. 12.2). При чрезмерном увеличении зазора растут объемные потери, следовательно, снижается КПД.

Толщина языка своеобразно влияет на характеристики потока в спиральном отводе. Поток, поступающий со стороны рабочего колеса к языку, в так называемую точку торможения, замедляется и часть его даже вытесняется назад в сторону колеса, из-за чего окружная симметрия потока за колесом нарушается даже для расчетной подачи.

Однако при неизменном диаметре основной окружности спирального отвода максимальный КПД и оптимальная величина подачи остаются постоянными вплоть до значительных толщин языка, что подтверждает теорию об ориентировке, приспосабливаемости потока в точке торможения, о его малой реакции на имеющееся существенное нарушение окружной симметрии. Потери напора и, соответственно, КПД насоса связаны с потерями преобразования в напорном патрубке.

Источник

Petroleum Engineers

Вы здесь

Исследования нагнетательных скважин

Измеряем дебит
Спускаем глубинный манометр
Останавливаем скважину
Поднимаем манометр
Запускаем скважину.

Достаем запись манометра и обрабатываем.
Вот тут и начинается все самое интересное, как правило, «влет» не обрабатвается, форма производных никаким образом не согласуется с теорией. Некоторое прозрение наступает, если вместе с давлением подгрузить температуру с того же самого манометра, предлагаю несколько картинок:

Ясно, что во всех четырех случаях происходят разные процессы после остановки скважины.
А теперь собственно вопрос. У кого есть что почитать по термометрии в такой ситуации? Или может кт что дельное присоветует из собственного опыта?
___________1.jpg

А взглянуть на производную можно?

Анализировать, видимо, нужно с учетом глубины датчика относительно интервала коллектора. + Важно иметь ввиду, что многое зависит от фоновой температуры на момент начала измерения

А взглянуть на производную можно?

Анализировать, видимо, нужно с учетом глубины датчика относительно интервала коллектора. + Важно иметь ввиду, что многое зависит от фоновой температуры на момент начала измерения

А в чем собственно дело, берешь давление от прибора (главное чтобы уровень не опустился ниже подвеса), пересчитываешь на нужную глубину по плотности полученной из эпюры (если есть). Потом интерпретируешь, вроде никогда проблем небыло. Единственный момент который надо помнить что при большом объеме закачки или хитром железе могут быть потери на трение которые надо учесть, хотя когда я считал для своих скважин получалось какое-то мизерное число которым можно было пренебречь.

А в чем собственно дело, берешь давление от прибора (главное чтобы уровень не опустился ниже подвеса), пересчитываешь на нужную глубину по плотности полученной из эпюры (если есть). Потом интерпретируешь, вроде никогда проблем небыло. Единственный момент который надо помнить что при большом объеме закачки или хитром железе могут быть потери на трение которые надо учесть, хотя когда я считал для своих скважин получалось какое-то мизерное число которым можно было пренебречь.

Дело в том, что история дебита на поверхности не совпадает с историей дебита по пласту, как следствие неправильно считается суперпозиция дебита, нет явно выраженных режимов течения, а по тем что есть либо проницаемость отличается в 10 раз от средней по пласту, либо пластовое двление принимает нереальные значения.

Не надо грузить всю историю закачки на нагнеталках
Той воды уже давно нет которую закачали, так что берите какой-то последний участок.

На картинках, по-моему, ясно нарисовано, что изменение дебита по пласту происходит в процессе исследования, причем это изменение не монотонное и не однонаправленное, какой из последних участков брать и какую историю дебита ставить?
Если у вас есть что сказать по существу вопроса, говорите, общую теорию я и сам знаю.

По существу на картинках нет никакого дебита, только давление и температура.

Нет информации об оценке дебита через температуру. По нагнеталкам у нас вышла статья в SPE 115323, вторая должна появиться в 12 номере отечественного Каротажника. Рассматриваются перетоки по заколонному пространству (добывающие) и по динамическим трещинам разрыва (нагнетательные).

Нет информации об оценке дебита через температуру. По нагнеталкам у нас вышла статья в SPE 115323, вторая должна появиться в 12 номере отечественного Каротажника. Рассматриваются перетоки по заколонному пространству (добывающие) и по динамическим трещинам разрыва (нагнетательные).

Э. Б. ЧЕКАЛЮК
ТЕРМОДИНАМИНА
НЕФТЯНОГО
ПЛАСТА
ИЗДАТЕЛЬСТВО „ Н Е Д Р А «
МОСКВА, 1965

ГЛАВА VIII
ТЕМПЕРАТУРА В СТВОЛЕ
ДЕЙСТВУЮЩЕЙ СКВАЖИНЫ

Изначально речь шла об остановленной скважине, т.е. расход на устье равен нулю.

1. Измеряем дебит
2. Спускаем глубинный манометр
3. Останавливаем скважину
4. Поднимаем манометр
5. Запускаем скважину.

Сейчас нет отдельных глубинных манометров, есть комплексные приборы, где обязателен канал термометра для ввода коррекции по температуре. Значит, при выполнении п.2 снимается термограмма по стволу, которая и может быть обсчитана с целью определения относительных поинтервальных расходов.
Впрочем надо уточнить, что для повышения точности расчета распределение температуры в каждых 50. 100 м ниже принимающих интервалов должно быть измерено как можно более точно. Это может быть реализовано либо регистрацией термограммы на малой скорости при «тупом» (инерционном) датчике температуры, либо использованием малоинерционного датчика температуры с тау менее 6. 8 секунд.

При условии, что зумпф герметичен

Нет, зумпф проявится тоже как принимающий интервал

Но мы знаем другое: Рас1/НВ+Рас2/НВ+Рас3/НВ+Рас4/НВ = Рас_устья
Ну, и Арифметика далее

Формула Чекалюка и ее современные модификации имеют такие математические и физические свойства, что при определенных условиях расход может быть рассчитан не в м3/сут, а в условных единицах. Например: неизвестно значение функции влияния времени работы скважины и/или теплоемкость среды потока. Но понятно, что эти значения одинаковы для всех принимающих интервалов.
Тогда расчет дает какие-то значения условных расходов Рас1. Рас4 (для четырех интервалов), которые по идее надо бы разделить/умножить на значения неизвестных величин (НВ): Рас_ист = Рас/НВ.

Но мы знаем другое: Рас1/НВ+Рас2/НВ+Рас3/НВ+Рас4/НВ = Рас_устья
Ну, и Арифметика далее

1. Измеряем дебит
2. Спускаем глубинный манометр
3. Останавливаем скважину
4. Поднимаем манометр
5. Запускаем скважину.

Сейчас нет отдельных глубинных манометров, есть комплексные приборы, где обязателен канал термометра для ввода коррекции по температуре. Значит, при выполнении п.2 снимается термограмма по стволу, которая и может быть обсчитана с целью определения относительных поинтервальных расходов.
Впрочем надо уточнить, что для повышения точности расчета распределение температуры в каждых 50. 100 м ниже принимающих интервалов должно быть измерено как можно более точно. Это может быть реализовано либо регистрацией термограммы на малой скорости при «тупом» (инерционном) датчике температуры, либо использованием малоинерционного датчика температуры с тау менее 6. 8 секунд.

Не рвите из контекста и смотрите рисунки, их для того и прекрепили. Речь идет о том, что поведение температуры в остановленной скважине имеет малопонятный характер. Скорее всего дело в трещинах, возникающих в процессе нагнетатния и изменяющих свою конфигурацию при изменении давления, что вносит погрешность в суперпозицию дебита при расчете производной и затрудняет процесс идентификации модели пласта.

Не рвите из контекста и смотрите рисунки, их для того и прекрепили. Речь идет о том, что поведение температуры в остановленной скважине имеет малопонятный характер. Скорее всего дело в трещинах, возникающих в процессе нагнетатния и изменяющих свою конфигурацию при изменении давления, что вносит погрешность в суперпозицию дебита при расчете производной и затрудняет процесс идентификации модели пласта.

«А теперь собственно вопрос. У кого есть что почитать по термометрии в такой ситуации? Или может кт что дельное присоветует из собственного опыта?»

Вопрос, как мы определяем по температуре принимающие интервалы? Мы ведь собираемся по температуре разделить процент участия каждого принимающего (или отдающего) интервала?

Как лучше рассчитывать В по графику могут подсказать математики.
Кое-что есть в www.smart-well.ru

Ясно, что во всех четырех случаях происходят разные процессы после остановки скважины.

Можете дополнить?
1. Сколько в каждой скважине интервалов закачки и на каких глубинах?
2. Примерно, сколько каждый интервал принимает?
3. На какой глубине стоял манометр при записи?
4. При спуске манометра запись велась? И манометра и термометра.

З.Ы. Это вам не умная скважина, сообщающая о любом свое пуке/чихе с любой глубины

З.Ы. Это вам не умная скважина, сообщающая о любом свое пуке/чихе с любой глубины

Источник