No abstract

Artificial lift selection is one of the key decisions to make while starting production of new oil field. Widely used approaches include application range matrixes, decision trees, expert systems based on fuzzy logic. One of disadvantages of all these approaches is a disability to select the most appropriate lift technique; they usually screen out inapplicable techniques and suggest a variety of equally possible solutions. The main purpose of this study was to develop a new approach that will allow selecting optimal lift method based on economical criteria. An approach was tested on Vankor field. The main idea was to compare different artificial lift techniques applied to the same well using NPV criteria. NPV was calculated as a function of well parameters, fluid properties and AL techniques limitations. Rod Pump, ESP, Gas Lift, PCP as well as natural flowing wells are considered. An application called Technologies Application Pattern (TAP) was developed. Well and fluid parameters as long as economical parameters are used as TAP input; the outputs are optimal flowing bottomhole pressure, oil rate and NPV for each technology considered. Each of two production layers of the Vankor field has an aquifer and a gas cap. Natural energy is not enough for ensuring target field production profile and gas and water breakthroughs are main challenges for field development. Horizontal wells with high rates were selected for filed development plan. Based on this decision some of AL techniques were considered inappropriate (rod pump and PCP). The paper discusses main AL selection steps for Vankor oil field. First we consider possible flow rates estimation for each lift technique as functions of GOR, watercut, and productivity index. Based on NPV estimation selection optimal AL is discussed. The final step includes sensitivity and risk analyses. It shows that the solution is more sensible to well depth and GOR. The Monte-Carlo method was used to the risk analysis. Main results of this work are presented in the form of Technologies Application Map – a two-dimension projection of TAP calculation results. Well parameters are set on the axes of the map. Maximum (optimum) NPV for each lift technique is put on the map. Influence of significant parameters (like oil price) uncertainty AL selection is shown.

Сравнение технологий ЭЦН для работы с большим содержанием газа в насосе на основе промысловых испытаний Бедрин В.Г. ООО «РН-Пурнефтегаз», Хасанов М.М., Хабибуллин Р.А., Краснов В.А., Пашали А.А. ОАО НК «Роснефть», Литвиненко К.В., Еличев В.А. ООО «РН-УфаНИПИнефть», Прадо М. Университет Талса Авторское право 2008 г., Общество инженеров-нефтяников Этот доклад был приготовлен для предъявления в 2008 Российской нефтегазовой технической конференции и выставке состоится в Москве 28-30 октября 2008.Данный доклад был выбран для проведения презентации Программным комитетом SPE по результатам экспертизы информации, содержащейся в представленном авторами резюме. Экспертиза содержания доклада Обществом инженеров-нефтяников не выполнялась, и доклад подлежит внесению исправлений и корректировок авторами. Материал в том виде, в котором он представлен, не обязательно отражает точку зрения Общества инженеров-нефтяников, его должностных лиц или участников. Доклады, представленные на конференциях SPE, подлежат экспертизе со стороны Редакционных Комитетов Общества инженеров-нефтяников. Электронное копирование, распространение или хранение любой части данного доклада в коммерческих целях без предварительного письменного согласия Общества инженеров-нефтяников запрещается. Разрешение на воспроизведение в печатном виде распространяется только на резюме длиной не более 300 слов; при этом копировать иллюстрации не разрешается. Резюме должно содержать явно выраженную ссылку на то, где и кем был представлен данный доклад. Write Librarian, SPE, P.O.Box 833836, Richardson, TX 75083-3836 U.S.A., факс 01-972-952-9435. РезюмеОдним из ограничений эксплуатации электрических погружных центробежных насосов (ЭЦН) является наличие свободного газа в жидкости, перекачиваемой насосом. Увеличение его объемной доли снижает перепад давления, развиваемый насосом, приводит к нестабильной работе, снижению потенциала добычи нефти, преждевременным отказам оборудования.ЭЦН являются основным способом добычи нефти в России и, по мере истощения запасов нефти, применяются во все более сложных геологических условиях. В совокупности с интенсификацией добычи нефти это приводит к эксплуатации ЭЦН на пределе технических возможностей работы со свободным газом. Работа на пределе повышает требования к пониманию процессов, происходящих в ЭЦН, и увеличивает цену ошибки при дизайне оборудования. Критически важной становится информация о величине технического предела различных технологий ЭЦН.Получение информации о техническом пределе является само по себе сложной задачей. В условиях заводов-производителей на испытательных стендах трудно достичь условий, эквивалентных условиям в скважине (высокие температуры и давления, использование реальных пластовых флюидов), и предел, полученный производителем на стенде, может значительно отличаться для реальной скважины. Детальное математическое описание процессов многофазного потока в сложной системе пласт-насос-скважина также довольно сложно и требует больших затрат ресурсов и времени. Выходом является комбинация современных методов инжене...

No abstract

No abstract