Мировой и отечественный опыт наработок по прогнозированию и анализу проблематики работы с фондом скважин, осложненным выносом механических примесей
https://doi.org/10.51890/2587-7399-2024-9-1-153-172
Аннотация
Введение. Моделирование процесса пескопроявления является одним из приоритетных направлений в области эксплуатации фонда скважин, осложненного выносом механических примесей. Ввиду постоянного смещения зоны дренирования в сторону зоны успокоения механических примесей флюида (ЗУМПФ), а также большого количества скважин, пробуренных на терригенные породы, проблема выноса механических примесей не теряет своей актуальности. Решение рассматриваемой проблематики требует не только стратегии защиты глубинно-насосного оборудования (ГНО), но и эффективного прогнозирования процесса выноса механических примесей из пласта.
Цель. Рассмотрение имеющихся в мировом опыте технологий прогнозирования процесса выноса механических примесей, а также приведен обзор способов защиты ГНО от данного вида осложнений.
Материалы и методы. Рассматриваемыми в статье материалами являются результаты моделирования процессов движения жидкости из пласта с совместным выносом обломков породы, результаты стендовых испытаний и промысловые данные о работе целевого фонда скважин.
Результаты. Проведен обзор мирового и отечественного опыта в области прогнозирования и защиты по направлению выноса механических примесей из пласта.
Заключение. В процессе эксплуатации скважин с целью повышения качества работы фонда, осложненного выносом механических примесей, необходимо своевременно проводить эффективное прогнозирование процессов разрушения породы, а также выстраивать стратегию защиты ГНО, обеспечивающую целостность всех узлов.
Об авторах
Л. А. Фаррахов
Группа компаний «Газпром нефть»
Россия
Россия
Линар Анирович Фаррахов — руководитель направления по анализу технологий
SciProfi les 2858456
190000, г. Санкт-Петербург, ул. Почтамтская, д. 3–5
К. Х. Зарипова
Группа компаний «Газпром нефть»
Россия
Россия
Камила Хабибулловна Зарипова — магистрант нефтегазового факультета
Санкт-Петербург
Список литературы
1. Tananykhin D., Tcvetkov P., Kamoza V. Analysis and Recommendations of Sand Consolidation Methods to Limit Sand Production in Gas Wells // Journal of Physics: Conference Series, 2018. — № 1072(1). — 012022. https://doi.org/10.1088/1742-6596/1072/1/012022
2. Zhu H., Zhu J., Zhou Z., Rutter R., Zhang H.-Q. Wear and Its Effect on Electrical Submersible Pump ESP Performance Degradation by Sandy Flow: Experiments and Modeling, 2019. Day 4 Thu, May 09, 2019. https://doi.org/10.4043/29480-MS
3. Bonilla S.G.D., Chen H.-Y. Analytical and Numerical Studies of Sand Erosion in Electrical Submersible Pump (ESP) Systems // Proceedings of the 7th Unconventional Resources Technology Conference, 2019. https://doi.org/10.15530/urtec-2019-599
4. Zhu H., Zhu J., Rutter R., Zhang J., Zhang H.-Q. Sand Erosion Model Prediction, Selection and Comparison for Electrical Submersible Pump (ESP) Using CFD Method. Vol. 3: Fluid Machinery; Erosion, Slurry, Sedimentation; Experimental, Multiscale, and Numerical Methods for Multiphase Flows; Gas-Liquid, Gas-Solid, and Liquid-Solid Flows; Performance of Multiphase Flow Systems; Micro/Nano-Fluidics, 2018. https://doi.org/10.1115/FEDSM2018-83179
5. Zhu H., Zhu J., Zhou Z., Rutter R., Forsberg M., Gunter S., Zhang H.-Q. Experimental Study of Sand Erosion in Multistage Electrical Submersible Pump ESP: Performance Degradation, Wear and Vibration, Day 1 Tue, March 26, 2019. https://doi.org/10.2523/IPTC-19264-MS
6. Almajid H., Al Gamber S., Abou Zeid S., Ramos M. An Integrated Approach Utilizing ESP Design Improvements and Real Time Monitoring to Ensure Optimum Performance and Maximize Run LifeDay 3 Wed, November 13, 2019. https://doi.org/10.2118/197209-MS
7. Beck D., Nowitzki W., Shrum J. Electric Submersible Pump ESP Vibration Characteristics Under Wear Conditions,Day 2 Tue, May 14 2019. — P. 13–17. https://doi.org/10.2118/194388-MS
8. Якимов С.Б., Шпортко А.А. О влиянии концентрации абразивных частиц на наработку электроцентробежных насосов с рабочими ступенями из материала нирезист тип 1 на месторождениях ОАО «НК «Роснефть» // Территория Нефтегаз, 2016. — С. 84–98. [Yakimov S.B., Shportko A.A. The Impact of the concentration of abrasive particles on the runlife of ESP (Ni-resist type#1) Rosneft oilfield // Territory Neftegaz, 2016. — pp. 84–98]
9. Якимов С.Б., Шпортко А.А., Сабиров A.A., Булат А.В. Влияние концентрации абразивных частиц в добываемой жидкости на надежность работы электроцентробежных погружных насосов // Территория Нефтегаз, 2017. — С. 50–53 [Yakimov S.B., Shportko A.A., Sabirov A.A., Bulat A.V. The Impact of the concentration of abrasive particles in the produced fluid on the reliability of electric submersible pumps // Territory Neftegaz, 2017. — pp. 50–53]
10. Rakhimzhanova A., Thornton C., Amanbek Y., Zhao Y. Numerical simulations of sand production in oil wells using the CFD-DEM-IBM approach // Journal of Petroleum Science and Engineering, 2022. — Vol. 208, part C. — 109529. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2021.
11. Zamani M.A.M., Knez D. A New Mechanical-Hydrodynamic Safety Factor Index for Sand Production Prediction // Energies, 2021. — № 14(11). — 3130. https://doi.org/10.3390/en14113130
12. Song Y., Ranjith P.G., Wu B. Development and experimental validation of a computational fluid dynamics-discrete element method sand production model // Journal of Natural Gas Science and Engineering, 2020. — №73. — 103052. https://doi.org/10.1016/j.jngse.2019.103052
13. Wang H., Yang X., Zhang W., Sharma M.M. Predicting Sand Production in HPHT Wells in the Tarim Basin, Day 2 Tue, September 252018. — P. 24–26. https://doi.org/10.2118/191406-MS
14. Feder J. New Model Enhances Flux Management in Sand-Control Completions // Journal of Petroleum Technology, 2019. — № 71(10). — P. 70–72. https://doi.org/10.2118/1019-0070-JPT
15. Kozhagulova A., Minh N.H., Zhao Y., Fok S.C. Experimental and Analytical Investigation of Sand Production in Weak formations for Multiple Well Shut-Ins // Journal of Petroleum Science and Engineering, 2020. — № 195. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2020.107628
16. Eshiet K.I.-I., Yang D., Sheng Y. Computational study of reservoir sand production mechanisms // Geotechnical Research, 2019. — № 6(3). — P. 177–204. https://doi.org/10.1680/jgere.18.00026
17. Kolla S.S., Xu B., Nadeem A., Luo Q., Shirazi S.A., Sen S. Utilizing Artificial Intelligence for Determining Threshold Sand Rates from Acoustic Monitors. Day 4 Thu, October 29, 2020. https://doi.org/10.2118/201768-MS
18. Lezhnev K., Roshchektaev A., Pashkin V. Coupled Reservoir — Well Model of Sand Production Processes. Day 3 Thu, October 24, 2019. — P. 22–24. https://doi.org/10.2118/196883-M
19. Nikonov E., Goridko K., Verbitsky V. Study of the submersible sand separator in the field of centrifugal forces for increasing the artificial lift efficiency // Society of Petroleum Engineers — SPE Russian Petroleum Technology Conference, 2018. https://doi.org/10.2118/191544-18rptc-ms
20. Якимов С.Б. Сепараторы песка для защиты погружных насосов. Текущая ситуация и перспективы применения технологии // Территория Нефтегаз, 2014. — С. 44–58. [Yakimov S.B., Sand filters for the protection of submersible pumps. Current solution and prospects for using technology // Territory Neftegaz, 2014. — pp. 44–58]
21. Zhou B., Dong C., Gan L., Liu Y., Xu H., Li Q. Experimental simulation and new prediction model of sand control screen erosion performance in weakly consolidated heterogeneous reservoirs // Journal of Petroleum Science and Engineering, 2022. — № 215. — 110587. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2022.110587
22. Shishlyannikov D., Zverev V., Ivanchenko A., Zvonarev I. Increasing the Time between Failures of Electric Submersible Pumps for Oil Production with High Content of Mechanical Impurities // Applied Sciences, 2021. — № 12(1). — P. 64. https://doi.org/10.3390/app12010064
23. Jackson S. R., Gundemoni B., Barth P. Sand Control in Corrosive and Erosive Downhole Conditions at High Temperatures. All Days, 2016. — P. 25–27. https://doi.org/10.2118/182278-MS
24. Boudi A. A. ESP Suffers Erosion Due to Sand Production in a Mature Onshore Oil Field. Day 1 Wed, November 30, 2016. https://doi.org/10.2118/184179-MS
25. Shakirov A., Koropetsky V., Alexeev Y., Agnaev, Z. Ultra-High-Speed ESP Solution for High Sand Production — A Real Case Study. Day 1 Wed, November 28, 2018, P. 28–29. https://doi.org/10.2118/192472-MS
26. Ben Mahmud H., Leong V.H., Lestariono Y. Sand production: A smart control framework for risk mitigation // Petroleum, 2020. — № 6(1). — P. 1–13. https://doi.org/10.1016/j.petlm.2019.04.002
27. Wang H., Sharma M.M. The Role of Elasto-Plasticity in Cavity Shape and Sand Production in Oil and Gas Wells // SPE Journal, 2019. — № 24(02). P. 744–756. https://doi.org/10.2118/187225-PA
28. Ehihamen P. Cassandra: A Model and Simulator Developed for Critical Drawdown Estimation in Unconsolidated Reservoirs. Day 2 Tue, August 06, 2019. https://doi.org/10.2118/198803-MS
29. Salahi A., Dehghan A. N., Sheikhzakariaee S. J., Davarpanah A. Sand production control mechanisms during oil well production and construction // Petroleum Research, 2021. — № 6(4). — P. 361–367. https://doi.org/10.1016/j.ptlrs.2021.02.005
30. Wang H., Gala D.P., Sharma M.M. Effect of Fluid Type and Multiphase Flow on Sand Production in Oil and Gas Wells. SPE Journal, 2019. — № 24(02). — P. 733–743. https://doi.org/10.2118/187117-PA
31. Li X., Feng Y., Gray K.E. A hydro-mechanical sand erosion model for sand production simulation // Journal of Petroleum Science and Engineering, 2018. — № 166. — P. 208–224. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2018.03.042
32. Wang M., Feng Y.T., Zhao T.T., Wang Y. Modelling of sand production using a mesoscopic bonded particle lattice Boltzmann method // Engineering Computations (Swansea, Wales), 2019. — № 36(2). — P. 691–706. https://doi.org/10.1108/EC-02-2018-0093
33. Shabdirova A., Minh N.H., Zhao Y. A sand production prediction model for weak sandstone reservoir in Kazakhstan // Journal of Rock Mechanics and Geotechnical Engineering, 2019. — № 11(4). — P. 760–769. https://doi.org/10.1016/j.jrmge.2018.12.015
34. Honari S., Seyedi Hosseininia E. Particulate Modeling of Sand Production Using Coupled DEM-LBM. Energies, 2021. — № 14(4). — P. 906. https://doi.org/10.3390/en14040906
35. Subbiah S.K., Samsuri A., Mohamad-Hussein A., Jaafar M.Z., Chen Y.R., Kumar R.R. Root cause of sand production and methodologies for prediction // Petroleum, 2021. — №7(3). — P. 263–271. https://doi.org/10.1016/j.petlm.2020.09.007
36. Timonin A., Mollaniyazov E. Locating and Quantifying Downhole Sand Production with Wireline Sand Detection Tool and Examples of Application in Wells Offshore Caspian Sea. Day 2 Tue, October 22, 2019. — № 72(10). — P. 73–74. https://doi.org/10.2118/198566-MS
37. Pandya D.A., Dennis B.H., Russell R.D. A computational fluid dynamics based artificial neural network model to predict solid particle erosion // Wear, 2017. — № 378–379. — P. 198–210. https://doi.org/10.1016/j.wear.2017.02.028
38. Zhang Y., Xu X. Solid particle erosion rate predictions through LSBoost // Powder Technology, 2021. — № 388. — P. 517– 525. https://doi.org/10.1016/j.powtec.2021.04.072
39. Pirouzpanah, S., Patil, A., Chen, Y., & Morrison, G. Predictive Erosion Model for Mixed Flow Centrifugal Pump // Journal of Energy Resources Technology, 2019. — № 141(9). https://doi.org/10.1115/1.4043135
40. Nasyrova M.I., Kulakov P.A. Influence of the shape of quartz sand particles factor on single particle erosion damage // Journal of Physics: Conference Series, 2019. — № 1384(1). https://doi.org/10.1088/1742-6596/1384/1/012032
41. Kanesan D., Mohyaldin M.E. А review: the effects of particle properties on solid particle erosion for oil and gas pipelines applications // Journal of Engineering and Applied Sciences, 2018. — № 13(18).
42. Parsi M., Najmi K., Najafifard F., Hassani S., McLaury B.S., Shirazi S.A. A comprehensive review of solid particle erosion modeling for oil and gas wells and pipelines applications // Journal of Natural Gas Science and Engineering, 2014. — № 21. P. 850–873. https://doi.org/10.1016/j.jngse.2014.10.001
43. Kovalchuk M.S., Poddubniy D.A. Diagnosis of Electric Submersible Centrifugal Pump. IOP // Conference Series: Earth and Environmental Science, 2018. — № 115(1). — 012026. https://doi.org/10.1088/1755-1315/115/1/012026
44. Минченко Д.А., Якимов С.Б., Носков А.Б., Косилов Д.А., Былков В.В., Ивановский В.Н., Сабиров А.А., Булат А.В. Проект повышения износоустойчивости газосепараторов электроцентробежных насосов в ПАО «НК «Роснефть» // Нефтяное Хозяйство, 2020. — С. 62–65. https://doi.org/10.24887/0028-2448-2020-11-62-65. [Minchenko D.A., Yakimov S.B., Noskov A.B., Kosilov D.A., Bylkov V.V., Ivanovskiy V.N., Sabirov A.A., Bulat A.V. Project for increasing the wear resistance of ESP gas separators, Rosneft oilfield // Oil Industry, 2020. — pp. 62–65].
45. Kanesan D., Mohyaldinn M.E., Ismail N.I., Chandran D., Liang C. J. An experimental study on the erosion of stainless steel wire mesh sand screen using sand blasting technique // Journal of Natural Gas Science and Engineering, 2019. — № 65. — P. 267–274. https://doi.org/10.1016/j.jngse.2019.03.017
46. Ahad N.A., Jami M., Tyson S. A review of experimental studies on sand screen selection for unconsolidated sandstone reservoirs // Journal of Petroleum Exploration and Production Technology, 2020. — № 10(4). — P. 1675–1688. https://doi.org/10.1007/s13202-019-00826-y
47. Darihaki F., Hajidavalloo E., Ghasemzadeh A., Safi an G.A. A localized sand erosion prediction approach for multiphase flow in wells: application for sudden-expansions // Particulate Science and Technology, 2021. — № 39(8). — P. 954–970. https://doi.org/10.1080/02726351.2021.1871990
Рецензия
Для цитирования:
Фаррахов Л.А., Зарипова К.Х. Мировой и отечественный опыт наработок по прогнозированию и анализу проблематики работы с фондом скважин, осложненным выносом механических примесей. PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. 2024;9(1):153-172. https://doi.org/10.51890/2587-7399-2024-9-1-153-172
For citation:
Farrakhov L.A., Zaripova K.K. Global and domestic experience in forecasting and analyzing the problems of working with well stock complicated by mechanical impurities recovery. PROneft. Professionally about Oil. 2024;9(1):153-172. (In Russ.) https://doi.org/10.51890/2587-7399-2024-9-1-153-172
Просмотров:
257
Послать статью по эл. почте 