Что такое опи в нефтянке

Проведение ОПИ (опытно-промышленных исследований)

Проведение опытно-промышленных испытаний, является важнейшим звеном по внедрению нового оборудования, методов и способов для интенсификации производственных процессов.

Каким бы не был точный технологический расчет, он требует подтверждения на практике, введения поправочных коэффициентов, отработки промышленной добычи в реальных условиях месторождения.

Особо важным требованием при опытно-промышленных исследованиях (ОПИ) на месторождении является достижение заданной (требуемой) производительности извлечения, которая в дальнейшем должна обеспечивать беспрерывный цикл производства продукции из добываемого сырья.

На стадии ОПИ ведется документирование всех осуществляемых работ. Все, что происходит в процессе их проведения, изменения технологических параметров, возникающие аварии и неполадки в процессе исследований тщательно документируются и заносятся в специальный журнал, который является документом при оценке выполненных работ. В журнале также отмечаются все варианты использования того или другого скважинного, поверхностного насосного и компрессорного оборудования.

Опытно-промышленные испытания (ОПИ) проводятся с целью получения окончательных данных для технико-экономического обоснования целесообразности применения новых технологических схем или реагентов на объекте.

Источник

Термин «ОПИ»

За счет предварительного обогащения ископаемых возможно:
— рост запасов минерального сырья благодаря использованию бедных месторождений с низким содержанием более ценных компонентов;
— увеличить производительность труда, уменьшить стоимость добываемой руды благодаря механизации горных работ и сплошной выемки ископаемого взамен выборочной;
— увеличить технико-экономические показатели предприятий;
— осуществить комплексное использование ископаемых, так как предварительное обогащение дает возможность извлечь из них основные и сопутствующие компоненты;
— уменьшить расходы на транспортировку к конечным потребителям горной продукции благодаря транспортировке уже более обогащенных продуктов;
— выделить вредные примеси из минерального сырья.

Все эти процессы осуществляются на специальных обогатительных фабриках.

Компании, в новостях которых есть ОПИ: РОСНЕФТЬ, Газпром межрегионгаз, ЛУКОЙЛ-Пермь, Славнефть-ЯНОС, ТРАНСНЕФТЬ, ГАЗПРОМ, ГАЗПРОМ НЕФТЬ

Источник

Ультразвуковые технологии восстановления продуктивности низкодебитных скважин

Авторы статьи анализируют механизмы акустического воздействия на призабойную зону пласта (ПЗП). В статье представлен анализ опытно-промысловых испытаний (ОПИ) ультразвуковой (УЗ) технологии и оборудования, проведённых на 68 нефтяных скважинах Самотлорского месторождения. Проведён анализ результатов ОПИ скважин с особенностями геолого-физических характеристик обрабатываемых пластов, которые позволили сформулировать алгоритм подбора скважин-кандидатов для УЗ обработки (УЗО).

Одной из ключевых проблем нефтегазового комплекса НГК России является низкий коэффициент извлечения нефти (КИН). Большое число простаивающих скважин, рост доли залежей с тяжёлыми и высоковязкими нефтями, уменьшение дебитов скважин свидетельствуют о низкой эффективности применяемых технологий извлечения нефти [1, 2].

Одним из наиболее перспективных методов увеличения дебита скважин является акустическое воздействие, в частности в УЗ диапазоне. Причем, эффективность данного метода можно существенно повысить путем математического моделирования физических процессов в ПЗП, сопровождающих акустическое воздействие, разработки современной аппаратуры, правильного подбора скважин-кандидатов и масштабного проведения ОПИ на месторождениях [3–8].

Механизмы акустического воздействия на призабойную зону пласта

В связи со сложностью и разнообразием объектов воздействия на ПЗП, механизмы протекающих в пласте процессов по-прежнему неясны: пласт может быть насыщен водой, газом, лёгкой, высоковязкой или тяжёлой нефтью; снижение дебита связано с парафинизацией ПЗП, ее заилением, отложением мелких глинистых частиц, содержащихся в фильтрате промывочной жидкости, с засорением перфорационных отверстий и т. д. Как правило, воздействие имеет комплексный характер, хотя тот или иной эффект играет превалирующую роль в конкретной скважине.

Наиболее подробное описание методов и процессов, происходящих в ПЗП, при низкочастотной (НЧ) УЗО (18. 35 кГц) показаны в работах [3–8].

Обобщая анализ проведённых лабораторных экспериментов и модельных расчётов физических процессов, можно отметить следующие механизмы, ответственные за наблюдаемое улучшение фильтрации нефти в пористых средах в УЗ поле:

происходит увеличение относительной проницаемости фаз [9];

возникающие нелинейные акустические эффекты в порах (кавитация, акустические течения, звуковое давление) уменьшают действие капиллярных сил из-за разрушения поверхностных плёнок и увеличивают скорость фильтрации флюида [4, 9];

уменьшается поверхностное натяжение, плотность и вязкость флюида вследствие УЗ нагрева [10];

происходит перистальтическое движение флюида вследствие механической вибрации стенок пор, посредством которого жидкость «сжимается» в соседние поры [11];

начинается микроэмульгирование нефти в присутствии природных или введённых поверхностно-активных веществ (ПАВ), повышается растворимость ПАВ и уменьшение его адсорбции [4];

происходит слияние капель масла из-за сил Бьеркнеса [12];

увеличивается проницаемость горных пород и пористость из-за деформации пор, происходит очистка перфорационных каналов и пор коллектора от АСПО и других включений, уменьшение скин-эффекта [4];

возникновение внутрипоровой конвекции приводит к изменению теплопроводности насыщенных флюидами сред и, как следствие, повышению продуктивности скважин [4];

увеличение звукового давления (интенсивности) уменьшает сдвиговую вязкость флюида, что приводит к увеличению скорости его фильтрации [4];

Результаты ультразвуковой обработки

В период 2010–2012 гг. на Самотлорском месторождении была проведена УЗО призабойной зоны пласта на 68 низкодебитных нефтяных скважинах силами ООО «ЦУТ-Сервис» [13]. В таблице 1 приведены результаты ОПИ ультразвуковой технологии обработки скважин с учетом геолого-физических характеристик пластов.

ТАБЛИЦА 1. Результаты опытно-промысловых испытаний ультразвуковой технологии

Средний дебит нефти до УЗО, т/сут

Средний прирост дебита нефти после УЗО, т/сут

Анализ геолого-физических характеристик пластов и опыта применения ультразвуковой обработки

Наибольшее число операций проведено на пласте АВ_2-3. Было обработано 23 скважины. Успешность 74 %, средний прирост составил 2,544 т/сут. На 6 скважинах получен отрицательный результат. На двух скважинах увеличилось процентное содержание воды: на скв. 31244 процент воды увеличился с 69 до 88, на скв. 14606 – с 41 до 92. При этом надо заметить, что очистка ПЗП подразумевает эффект в виде увеличения дебита пластового флюида. В первом случае он увеличился с 11 до 26 м 3 /сут, во-втором – не изменился. За вычетом этих скважин эффект составляет 4,1 т/сут.

На этих пластах были получены довольно неплохие результаты. Из 10 обработанных скважин при успешности 70 % получен средний прирост 4,1 т/сут. При этом на трех скважинах опять была проведена деоптимизация по причине отсутствия требуемого оборудования. На всех трёх скважинах динамический уровень повысился по сравнению с уровнем до обработки на 100 м и более. За вычетом этих скважин эффективность составляет 6 т/сут.

Проведённые здесь три операции по УЗО дали отрицательный результат. Хотя число проведённых операций не даёт оснований делать однозначные выводы, но основной причиной увеличение процента воды в добываемом флюиде является неправильный подбор скважин для УЗО, так как была подтянута «воронка» воды и увеличение дебита привело к ее прорыву.

По пласту БВ₁₀ проведены 2 операции с успешностью 100 % и эффектом 3,1 т/сут. На пластах БВ₁₀ и ЮВ₁ проведены 3 операции по УЗО нагнетательных скважин. Успешность составила 100 %. Увеличение приёмистости составило от 300 до 500 %.

Таким образом, ОПИ показали правильность предъявляемых требований к скважинам-кандидатам для УЗО и позволили сформулировать алгоритм подбора скважин.

Критерии выбора скважин для ультразвуковой обработки

Анализ результатов с целью установления корреляционной связи между удельным суточным приростом после УЗО и геолого-технологическими параметрами был проведен в работе [14]. Результаты факторного анализа свидетельствуют о том, что суточный прирост нефти после УЗО в первую очередь зависит от поддержания пластового давления. УЗО были наиболее эффективными, если отношение текущего пластового давления к первоначальному было в пределах 0,75…0,9. Максимальный прирост дебитов нефти достигается при снижении текущего пластового давления не более чем на 15 % от первоначального, а предельное – не более 25 %.

Вторая по значимости корреляционная связь [14] получена между среднесуточным приростом нефти и показателями обводненности скважин. Эффективность обработок снижалась, если обводненность скважин-кандидатов превышала 80 %. Как правило, чем меньше пропластков и однороднее по строению пласт, тем выше эффективность обработки. В том случае, когда толщина пласта не превышает 3…4 м, вероятность выполнения успешной обработки резко снижается.

В каждом конкретном случае технологическая компоновка УЗ аппаратуры в скважинах зависела от следующих факторов:

анализ технологического режима работы скважины-кандидата за прошедший период от начала эксплуатации;

изучение плотности и состава жидкости глушения при ремонтах;

изучались все виды воздействия на ПЗП скважины-кандидата за весь период эксплуатации (физические, химические, акустические и т. д.) и результаты этих воздействий на параметры работы скважины;

на основании данных о пластовом давлении и режимах работы соседних скважин с аналогичным геологическим строением оценивалось влияние пластового давления на снижение дебита скважины-кандидата;

устанавливалась основная причина снижения дебита за период эксплуатации.

На основе анализа литературных данных [7, 8, 14] и результатов ОПИ были определены критерии, которым должны удовлетворять характеристики пластовой нефти и геофизические характеристики скважины-кандидата для проведения испытаний УЗ оборудования и технологии (табл. 2).

ТАБЛИЦА 2. Требования к скважинам-кандидатам для ультразвуковой обработки

Проницаемость, мкм 2

Минимальная толщина перфорированного пропластка, м

Число пропластков в интервале перфорации;

Текущая нефтенасыщенность пластов, %

Температура на забое скважины, °С

Давление на забое скважины, атм

Выше давления насыщения нефти газом на 15…20 %

Нефть, пластовая жидкость

Динамическая вязкость в пластовых условиях, мПа×с

Температура начала кристаллизации парафина

Меньше температуры на забое скважины и пластовой температуры

Отсутствие газовой фазы в пласте жидкости

По параметрам работы добывающих скважин

Текущий дебит, м 3 /сут

Падение дебита за последние 1–2 года, не связанное с падением пластового давления или какими-либо техническими причинами

По параметрам работы нагнетательных скважин

Текущая приемистость, м 3 /сут

Падение приемистости за последние 1–2 года, не связанное с какими-либо техническими причинами

Не менее проектного

Ультразвуковой скважинный комплекс

С учётом собственного опыта работ и анализа недостатков существующих акустических оборудования и технологий при поддержке Фонда Сколково разрабатывается комплекс звуковой стимуляции и технологии (методы) его применения, которые обеспечивают максимальный эффект при интенсификации добычи нефти акустическим методом. В состав Комплекса входит: модуль питания и управления (МПУ), скважинный акустический прибор (САП), комплексный геофизический скважинный прибор (ГФСП), др. вспомогательное оборудование.

Модуль питания и управления

МПУ предназначен для:

обеспечения электропитания скважинных приборов;

генерирования ультразвуковых и импульсных сигналов;

управления КВС в автоматическом и ручном режиме;

наглядное отображение процессов работы комплекса по мнемосхемам;

визуальный контроль за параметрами оборудования;

контроль и диагностику технического состояния комплекса;

звуковую и цветовую сигнализацию тревог и аварийных событий;

регистрацию и архивирование режимов и параметров работы КВС, параметров скважины и действий операторов;

распечатку протоколов работы комплекса;

передачу информации в режиме реального времени по модемной связи на диспетчерский пункт.

УЗ генератор МПУ построен на современной элементной базе – с использованием IGBT т и мощных высоковольтных полевых транзисторов, имеет малые габариты и малый вес, что позволяет наиболее рациональным образом использовать пространство лабораторного отсека геофизического подъёмника [15].

МПУ имеет следующие основные характеристики:

КПД генерации ультразвука, % 96;

Электропитание от сети

(число фаз × напряжение, В / частота, Гц) 3×380 / 50, 60 + 1×220 / 50, 60

В зависимости от решаемых задач разрабатываются три модификации МПУ:

для работы на месторождениях лёгкой и средней нефти – потребляемая мощность 5-10 кВт;

для работы на месторождениях тяжёлой нефти – 20-30 кВт;

для работы на горизонтальных скважинах – 60-100 кВт.

Управление работой МПУ осуществляет промышленный компьютер с цветным сенсорным экраном, расположенным на передней панели. В компьютер записана программа, позволяющая осуществлять управление всеми функциями комплекса. Сенсорный экран позволяет отображать на мнемосхемах основные параметры технологического процесса, а также управлять Комплексом (рис. 1).

РИС. 1. Модуль питания и управления Комплексом

осуществлять контроль за состоянием работоспособности ультразвукового оборудования, стационарно установленного на нефтяных скважинах, и при необходимости оперативно изменять режимы его работы;

оказывать помощь и осуществлять контроль за действиями специалистов геофизических партий, а также вносить корректировку в принимаемые ими решения при проведении звуковой стимуляции;

постоянно совершенствовать используемое оборудование благодаря возможности оперативного сбора статистических материалов по результативности проводимых работ и внесения необходимых изменений в конструкцию приборов и технологию работ для повышения эффективности и надёжности МЗВ;

повышать квалификацию специалистов благодаря возможности анализа его ошибочных действий по объективным показателям;

соответствовать современным трендам в области нефтегазодобычи – создание «интеллектуальных» скважин;

обеспечить открытость и прозрачность технологий и результатов МЗВ для заказчика.

Скважинный акустический прибор

В целях устранения недостатков существующих скважинных приборов и использования их преимуществ [16], была разработана конструкция излучателя, где стандартные пьезокольца диаметром 38 мм размещены перпендикулярно его оси, собранными в пьезопакет. Два пьезопакета расположены независимо друг от друга и с поворотом 90° относительно друг друга. Благодаря такой конструкции основная энергия излучения пьезопакетов направлена в радиальном направлении. Из таких излучателей собирается скважинный акустический прибор (рис. 2), все модули которого соединяются специальным эластичным соединением, причем к соединительной головке могут подключаться любые дополнительные приборы, например, геофизический. Подключение приборов на конце САП обеспечивается благодаря возможности пропускания сквозь него транзитных проводов [17, 18].

РИС. 2. Конструктивная схема скважинного акустического прибора

Прибор имеет следующие технические характеристики:

Потребляемая мощность при длине 3 м, кВА, не более 5,0

Диаметр прибора, мм 52

Напряжение питания, В 400

Резонансная частота, кГц 19±1

Частоты импульсного воздействия, Гц 1 – 10

КПД излучения в радиальном направлении, % 85;

Модульная конструкция прибора позволяет сделать его любой длины, которая будет ограничиваться только возможностями каротажного кабеля. При работах в горизонтальных скважинах могут использоваться шлангокабель или колтюбинг с электрокабелем. В этом случае скважинный прибор можно сделать длиной до 50 м.

Геофизический скважинный прибор

При проведении ОПИ на Самотлорском месторождении была опробована схема совместного спуска в скважину акустического и геофизического приборов.

Комплексный геофизический скважинный прибор (ГФСП) предназначен для осуществления привязки к зоне перфорации и осуществления контроля процесса обработки ПЗП с целью корректировки режимов обработки в реальном масштабе времени, что существенно повышает процент успешности операций. Возможность ГФСП обеспечивать привязку к зоне перфорации сокращает время простоя скважины за счёт сокращения количества спускоподъёмных операций.

Применение ультразвукового скважинного комплекса

Разработанный комплекс звуковой стимуляции может применяться в любых технологических схемах, например, приведённых в работах [19]. В качестве базовой (типовой) схемы можно рассматривать схему, приведённую на рис. 3. В качестве дополнительного оборудования могут применяться индукционный нагреватель, электромагнитный или электрогидравлический излучатели, применение которых позволит существенно увеличить эффективность и успешность операций по очистке ПЗП за счёт получения синергетического эффекта.

Скважинные приборы комплекса спускаются в скважину, где последовательно проводятся операции по привязке приборов по стволу скважины, по снятию текущих параметров скважины, УЗ очистке пор пласта и перфорационных отверстий скважины.

РИС. 3. Схема компоновки УЗ оборудования:

1 – каротажный подъёмник типа ПКС-5;

2 – комплекс питания и управления;

3 – каротажный кабель типа КГ3х1,5-70-150;

4 – скважинный акустический прибор;

5 – геофизический скважинный прибор;

6 – дополнительное оборудование.

Проанализировав опыт ОПИ с УЗО пластов, можно сделать следующие выводы:

успешность выполненных операций составила 80 %;

число неуспешных операций – 13, из которых по объективным причинам – 10;

средний прирост дебита нефти по скважинам 4,23 т/сут;

наиболее успешными оказались УЗО пласта «рябчик». Здесь сказывается преимущество ультразвуковой технологии в избирательности воздействия. До этого применялись в основном химические обработки, где кислота шла по наиболее проницаемым промытым участкам, поэтому часть пропластков не была включена в работу.

необходимым условием для качественного проведения УЗО (особенно при низком пластовом давлении) является работа на депрессии, для выноса продуктов реакции (диспергированных продуктов засорения) из пласта в скважину, а лучше всего, на поверхность.

b) Среди использованных схем создания депрессии на пласт в сочетание с УЗО:

cвабирование является самым простым и наименее затратным из всех применяемых методов.

наиболее предпочтительным методом создания депрессии на пласт является использование струйного насоса. Хотя данный метод более затратный по времени и стоимости, однако средняя продолжительность эффекта обработки скважин почти в 2 раза и более выше по сравнению с остальными методами.

c) ОПИ показали важность правильного подбора скважин для повышения эффективности и успешности УЗО, алгоритма подбора скважин и наличия специально подготовленных специалистов.

d) Опыт ОПИ позволил сформировать облик перспективного комплекса звуковой стимуляции, который обеспечит существенное увеличение эффективности акустических технологий и позволит им занять достойное место в ряду существующих методов интенсификации добычи нефти.

1. Муллакаев М.С. Современное состояние проблемы извлечения нефти // Современная научная мысль. – 2013. – № 4. – С. 185–191.

2. Муллакаев М.С. Современные методы увеличения нефтедобычи: проблемы и практика применения // Современная научная мысль. – 2015. – № 5. – С. 98–111.

3. Кузнецов О.Л., Ефимова С.Ф. Применение ультразвука в нефтяной промышленности. – М.: Недра, 1983. – 192 с.

4. Дыбленко, В.П. Волновые методы воздействия на нефтяные пласты с трудноизвлекаемыми запасами. Обзор и классификация. – М.: ОАО «ВНИОЭНГ», 2008. – 80 с.

6. Hamida T., Babadagli T. Fluid-fluid interaction during miscible and immiscible displacement under ultrasonic waves // Eur. Phys. J. – 2007. – Vol. 60. – P. 447–462.

9. Nikolaevskiy V.N. Mechanism of vibration for oil recovery from reservoirs and dominant frequencies // Trans. USSR Acad. Sci. – 1989. – Vol. 307. – Pp. 570–575.

10. Fairbanks H.V., Chen W.J. Ultrasonic acceleration of liquid flow through porous media // Chem. Engineering Progress. Symposium Series. – 1971. – Vol. 67. – Pp. 108–116.

11. B. Abismail, J.P Canselier, A.M Wilhelm, H. Delmas, C. Gourdon. Emulsification by ultrasound: drop size distribution and stability // Ultrason. Sonochem. – 1999. – Vol. 6. – P. 75–83.

12. R. Matting, I. Akhatov, U. Parlitz, C.D. Ohl, W. Lauterborn. Bjerknes forces between small cavitation bubbles in a strong acoustic field // Phys. Rev. E. – 1997. – Vol. 56. – P. 2924–2931.

13. Муллакаев М.С., Салтыков Ю.А., Салтыков А.А., Муллакаев Р.М. Анализ опытно-промысловых испытаний ультразвуковой технологии на скважинах Самотлорского месторождения. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2019. – № 7. – С. 71–85.

14. Апасов Г.Т., Апасов Т.К., Салтыков Ю.А., Апасов Р.Т., Абрамова А.В. Факторы, влияющие на эффективность при ультразвуковом воздействии на прискважинную зону пластов Самотлорского месторождения // Наука и ТЭК. – 2012. – № 6. – С. 17–20.

16. Муллакаев М.С., Салтыков А.А., Салтыков Ю.А., Муллакаев Р.М., Раянов А.Р. Прачкин В.Г. Анализ существующего акустического оборудования и технологий его применения для повышения нефтеотдачи. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2019. – № 10. – С. 60–70.

17. Пат. № 2521094 РФ. Скважинный акустический прибор. – Приоритет от 10.04.2013; опубл. 27.06.2014.

19. Апасов Т.К., Абрамов В.О., Муллакаев М.С., Салтыков Ю.А., Ю.А. Апасов Г.Т., Апасов Р.Т. Комплексные схемы ультразвукового воздействия на пласты Самотлорского месторождения // Наука и ТЭК. – 2011. – № 6. – С. 80–84.

Keywords: oil production rate; oil recovery factor; ultrasound; ultrasonic equipment and technology; pilot-field test

Источник

ОПИ новой техники и технологий в области добычи нефти на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-Коми»

В 2015 году на скважинах ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» были проведены опытно-промысловые испытания (ОПИ) штанговых насосов СПР-57/32, системы управления работой УШГН, комплекта длинноходовой УШГН с цепным приводом, комплекса внутрискважинного оборудования для механизированной добычи нефти с высоким содержанием сероводорода, модульного гидрокомпенсатора ГМ-5-Р для электровинтового насоса (ЭВН), скважинных пластинчатых насосов ЭСНПЭ и винтовых насосов с погружным электроприводом. Некоторые технологии по результатам ОПИ показали высокую эффективность и были рекомендованы к промышленному внедрению, другие – не оправдали связанных с ними ожиданий и были рекомендованы к доработке, испытания третьих продолжаются.

По результатам проведенных ранее на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» ОПИ начата промышленная эксплуатация погружного оборудования габарита 2А, НКТ с полимерными покрытиями разных производителей, а также системы протекторной защиты скважинного оборудования от коррозии.

Варианты покупки онлайн-доступа

Купить онлайн-доступ к материалам выпуска 1-2/2017 журнала «Инженерная практика»

1170 руб. (НДС не облагается) Купить

Купить онлайн доступ ко всем выпускам журнала «Инженерная практика» за 2017 год

Источник