Эксплуатация малодебитных скважин

При эксплуатации малодебитных скважин одним из решений проблемы является перевод скважин на периодическую эксплуатацию. Для уменьшения расхода энергии и увеличения межремонтного периода работы оборудования такие скважины эксплуатируют периодически с остановками для накопления жидкости в скважине. Для периодической эксплуатации выбирают скважины без выноса песка с высоким уровнем жидкости при длительном времени наполнения.

С ростом числа малодебитных скважин (с дебитом не более 5 м³/сут) все острее встает проблема их оптимальной эксплуатации. Использование периодической эксплуатации связано с целым рядом существенных неблагоприятных факторов, в числе которых: неравномерная выработка пласта, неэффективное использование наземного и подземного оборудования, недостаточный межремонтный период по сравнению с непрерывно функционирующими скважинами, затруднения, возникающие в зимнее время и др.

Была разработана конструкция тихоходного станка-качалки с увеличенным передаточным числом за счет введения в трансмиссию дополнительной ременной передачи, что позволяло

Рис. 5.33. Схема тихоходного станка-качалки с дополнительной ременной передачей

снижать частоту качаний балансира до 0,8—1,7 в минуту. Для этого между электродвигателем и редуктором монтируется промежуточный вал с соответственно малым и большим по диаметру шкивами. Компоновка промежуточного вала может быть вертикальной и горизонтальной (рис. 5.33). В последнем случае раму станка-качалки приходится немного наращивать на величину межосевого расстояния дополнительной ременной передачи. Такой вариант применяется на станке-качалке 7СК8-3.5-4000Ш.

Конструктивное решение с дополнительной передачей отличается простотой, позволяет применять его к любому станку-качалке и допускает изготовление необходимых деталей силами добывающих предприятий. Однако рассматриваемый конструктивный вариант можно было считать удачным только относительно условий отсутствия серийных тихоходных приводов.

Другим решением стало применение в приводе мотор-редуктора с передаточным числом l= 2,3. Если станок-качалка типа 7СК8-3,5-4000Ш имеет число качаний п = 3,8—12, то с мотор-редуктором — до 2,5. При этом для работы вместо двигателя мощностью в 30 кВт используется двигатель мощности 18,5 кВт.

Дата добавления: 2017-06-13; просмотров: 2617;

Способ эксплуатации малодебитной скважины

Изобретение относится к области механизированной добычи нефти из малопродуктивных пластов. Способ осуществляется путем периодического открытия канала между полостью насосно-компрессорных труб и затрубным пространством. Насосно-компрессорные трубы оборудуют клапаном, расположенным над глубинным насосом выше динамического уровня жидкости, параллельно оси насосно-компрессорных труб, выполненным в форме цилиндрической клапанной коробки и запорного органа, изготовленного из материала, имеющего плотность меньше плотности откачиваемой нефти. Верхнюю часть упомянутой коробки гидравлически сообщают с насосно-компрессорными трубами, а нижнюю - с затрубным пространством. Технический результат заключается в обеспечении непрерывной эксплуатации малодебитной скважины. 2 ил.

Изобретение относится к области добычи нефти, а именно к механизированной добыче нефти из малопродуктивных пластов.

Известен способ добычи нефти, включающий спуск глубинного насоса на насосно-компрессорных трубах (НКТ)в обсадную колонну выше продуктивного пласта и соединение с хвостовыми трубами, которые опускают до забоя и откачивают обводненную нефть через обратный клапан, размещенный на нижнем конце хвостовых труб (Патент РФ №2065026 E21B 43/00, БИ №22, 10.08.1996).

Недостатком данного способа является то, что он предназначен исключительно для добычи обводненной нефти из средне- и многодебитных скважин.

Наиболее близок по выполнению технологических операций способ эксплуатации малодебитной скважины, заключающийся в периодическом накоплении и последующей ее откачке глубинным насосом по насосно-компрессорным трубам жидкости в цикле накопления в затрубном пространстве накапливают газ, а в период откачки жидкости его перепускают в насосно-компрессорные трубы, поддерживая при этом в затрубном пространстве давление газа, равное давлению насыщения, причем в период накопления жидкости перепуск газа прекращают (а.с. №1488440 E21/B 43/00, БИ №23, 23.06.89).

Однако по данному способу возможна эксплуатация скважины лишь в периодическом режиме, режим непрерывной откачки недоступен.

Решаемой задачей предлагаемого способа является обеспечение работы скважины, добывающей нефть из малопродуктивных пластов, в непрерывном режиме.

Поставленная задача решается тем, что в способе эксплуатации малодебитной скважины путем периодического сообщения затрубного пространства с полостью насосно-компрессорных труб согласно изобретению насосно-компрессорные трубы оборудуют клапаном, расположенным над глубинным насосом выше динамического уровня жидкости, параллельно оси насосно-компрессорных труб, выполненным в форме цилиндрической клапанной коробки и запорного органа, изготовленного из материала, имеющего плотность меньше плотности откачиваемой нефти, причем верхнюю часть, упомянутой коробки гидравлически сообщают с насосно-компрессорными трубами, а нижнюю - с затрубным пространством.

Сущность способа эксплуатации малодебитной скважины заключается в том, что при снижении динамического уровня до уровня клапана открывается гидравлический канал, связывающий затрубное пространство с полостью НКТ, и часть жидкости из полости НКТ изливается в затрубное пространство, предотвращая снижение динамического уровня до приема глубинного насоса.

Осуществление способа показано на фиг. 1 и 2:

Фиг. 1. Эксплуатация при закрытом клапане.

Фиг. 2. Эксплуатация при открытом клапане.

Показаны следующие позиции:

1 - насосно-компрессорные трубы

2 - глубинный насос

3 - клапан

4 - динамический уровень

5 - клапанная коробка

6 - запорный орган

7 - гидравлический канал

8 - отверстия

9 - газожидкостная смесь

10 - затрубное пространство.

Способ эксплуатации малодебитных скважин осуществляется следующим образом.

Запорный орган может быть изготовлен из пустотелой прочной пластмассы. Размеры элементов клапана определяются для каждого конкретного условия скважины отдельно. Важно, что клапан открывает и закрывает канал сообщения в зависимости от величины динамического уровня.

Насосно-компрессорные трубы 1 над глубинным насосом 2 оборудуют клапаном 3 выше динамического уровня жидкости 4, выполняют клапан 3 в форме цилиндра, и располагают его параллельно оси насосно-компрессорных труб 1. Клапан 3 состоит из клапанной коробки 5 и запорного органа 6, причем через верхнюю часть упомянутой клапанной коробки 5 гидравлическим каналом 7 насосно-компрессорные трубы 1 сообщают с затрубным пространством 10, а запорный орган 6 клапана 3 выполняют из материала, имеющего плотность меньше плотности откачиваемой нефти. Отверстия 8, выполненные на днище и на крышке клапанной коробке 5, обеспечивают плавучесть запорного органа 6 при превышении динамического уровня 4 выше места установки клапана 3, закрывая канал 7, тем самым обеспечивая работу насоса в штатном режиме и посадку запорного органа 6 на днище клапанной коробки 5 при опускании динамического уровня 4 ниже места установки клапана 3 для поддержания уровня жидкости на приеме насоса изливом жидкости из труб 1 в затрубное пространство 10. В противном случае, при отсутствии жидкости на прием насоса, происходит неизбежный выход из строя насосной установки из-за перегорания электродвигателя, если это электроцентробежный насос или заклинивания плунжерной пары штангового насоса.

При динамическом уровне 4 жидкости в затрубном пространстве выше места расположения клапана 3 его запорный орган 6, вследствие плотности его материала ниже плотности добываемой жидкости, находится в верхнем положении, закрывая гидравлический канал 7 в клапанной коробке 5, что позволяет глубинному насосу 2 прокачивать (перепускать) газожидкостную смесь через насосно-компрессорные трубы 1 в штатном режиме.

Малый дебит скважины не позволяет постоянно обеспечивать высокий динамический уровень 4. Вследствие малодебитности скважины в процессе откачки глубинным насосом 2 газожидкостной смеси 9 динамический уровень 4 снижается. Как только динамический уровень 4 достигает отметки ниже уровня крепления клапана 3, запорный орган 6 клапана 3 перемещается в нижнее положение. Часть газожидкостной смеси через гидравлический канал 7 клапанной коробки 5 перепускают в затрубное пространство 10, обеспечивая тем самым достаточный динамический уровень 4 для нормальной работы насоса. Этим предотвращается дальнейшее снижение до приема глубинного насоса 2.

Далее цикл повышения и понижения динамического уровня 9 жидкости повторяется, глубинный насос 2 работает в непрерывном режиме, обеспечивая добычу нефти из малопродуктивных пластов.

Технико-экономические преимущества заявляемого способа: предотвращается снижение до приема глубинного насоса, что позволяет осуществлять непрерывную эксплуатацию малодебитной скважины, снижаются риски выхода из строя глубинного насоса, повышается дебит скважины, улучшаются технико-экономические показатели эксплуатации скважины.

Способ эксплуатации малодебитной скважины путем периодического открытия канала между полостью насосно-компрессорных труб и затрубным пространством, отличающийся тем, что насосно-компрессорные трубы оборудуют клапаном, расположенным над глубинным насосом выше динамического уровня жидкости, параллельно оси насосно-компрессорных труб, выполненным в форме цилиндрической клапанной коробки и запорного органа, изготовленного из материала, имеющего плотность меньше плотности откачиваемой нефти, причем верхнюю часть упомянутой коробки гидравлически сообщают с насосно-компрессорными трубами, а нижнюю - с затрубным пространством.

findpatent.ru

Альтернативные способы эксплуатации малодебитного фонда скважин

В настоящее время в результате ввода новых скважин (ВНС) в зонах расположения пластов с низкими фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС) и краевых зонах постоянно увеличивается малодебитный фонд скважин, для эксплуатации которых необходимо применять специальное оборудование. Наряду с этим отмечается нехватка надежных малопроизводительных установок (как штанговых, так и центробежных насосов), способных работать в осложненных условиях в постоянном режиме при дебитах жидкости 35 м³/сут и меньше. В этой связи малодебитные скважины приходится спускать высокопроизводительное погружное оборудование, что приводит к росту фонда скважин, эксплуатируемых в периодическом режиме.

Начиная с 2015 года на малодебитном фонде скважин ООО «РН-Юганскнефтегаз» проводятся опытно-промысловые испытания (ОПИ) насосных установок различных видов и типоразмеров, в том числе винтовых насосов (УВН), низкопроизводительных УЭЦН, штанговых глубинных насосов с наземным приводом (УШГН), погружных УЭЦН с расширенным диапазоном подач, плунжерных насосов с линейным приводом и вихревых насосов. Результаты проведенных ОПИ приведены в предлагаемой Вашему вниманию статье.

31.10.2017 Инженерная практика №09/2017 Бикаев Ильнар Илшатович Главный специалист Отдела по работе с малодебитным фондом скважин ООО «РН-Юганскнефтегаз»

glavteh.ru

УЭЦН для малодебитного фонда скважин - Добыча

На сегодняшний день в ПАО «Сургутнефтегаз» фонд скважин, оборудованных установками электроцентробежного насоса (УЭЦН), составляет более 21 тысячи. Ежегодный прирост эксплуатационного фонда составляет 4%, при этом рост малодебитного фонда в 2 раза выше, чем в целом по фонду, и составляет 8%. Доля малодебитного фонда скважин на начало 2019 год составляет 53,6%.

Малодебитный фонд — это такое же осложнение, как и высокая температура пластовой жидкости, солеотложение на рабочих органах ЭЦН, высокое содержание механических примесей. Его наработка ниже чем у среднедебитного и высокодебитного фонда, связано это с тем что, ЭЦН работает у границ левой зоны НРХ с низким значением КПД, в следствие чего происходит, нагрев жидкости над приемом насоса и снижение ресурса электрической части погружной установки. Также при работе ЭЦН с низкой производительностью, рабочее колесо с большей силой прижимается к направляющему аппарату в следствие чего происходит более интенсивный износ опорных шайб рабочего колеса и снижается ресурс ЭЦН.

Для увеличения эффективности эксплуатации малодебитного фонда в ПАО «Сургутнефтегаз» ведётся работа по таким направлениям как:

- увеличение конструкционной надёжности погружного оборудования;

- внедрение организационных решений;

- поиск альтернативного УЭЦН оборудования.

До 2015 года специалисты компании собственными силами разработали, испытали и запустили в серийное производство следующее оборудование повышенной надёжности:

1. Высокотемпературное:

- линейка компаундированных и теплоненагруженных электродвигателей;

- разработана система подбора длин термовставок для кабельных линий.

2. Износостойкое оборудование для скважин с высоким содержанием твёрдых механических примесей (более 1000 мг/л):

- модуль-фильтр входной МФВ5 и 5А габарита;

- модуль входной перепускной МВПВ 5 и 5А габаритов, позволяющий продолжать работу УЭЦН в случае полного засорения фильтра;

- износостойкий ЭЦН с пакетной схемой сборки рабочих ступеней.

Более 10 лет ведётся разработка осложнённых месторождений Октябрьского района. Осложняющими факторами которых являются высокая пластовая температура (до 120°С), неоднородность коллекторских свойств пластов, слабые приточные характеристики.

С 2015 года на данных месторождениях применяется только оборудование повышенной надёжности, в 100% комплектации высокотемпературным и износостойким оборудованием. Это позволило обеспечить ежегодный рост наработки оборудования на 20%.

С 2017 года оборудование повышенной надёжности в зависимости от наличия осложняющих факторов стало применяться на всех месторождениях Общества и достигло в 2018 году 5480 единиц или 12,5% от годового объёма монтажей.

Организация службы сопровождения эксплуатации при ЦБПО ЭПУ

Одновременно с расширением объёмов внедрения оборудования УЭЦН повышенной надёжности произошло качественное изменение во взаимоотношениях с НГДУ по закрытию заявок в монтаже погружного оборудования.

Теперь ЦБПО ЭПУ по скважинам целевого фонда с момента отказа УЭЦН до момента монтажа производит анализ причин отказа предыдущего оборудования в данных скважинах, анализ предварительной причины свежего отказа и в соответствие с линейкой серийного оборудования, оборудования повышенной надёжности выдаются рекомендации НГДУ по применению того или иного типа оборудования и применению предвключённых устройств.

Для этих целей с 2019 года в составе ЦБПО ЭПУ была создана служба сопровождения эксплуатации УЭЦН. Помимо прочего, в обязанности специалистов данной службы входит: анализ эксплуатации УЭЦН, оперативное выявление осложнений и своевременное принятие мер по их устранению.

Идея по своевременному выявлению осложнений так называемых «АЛАРМОВ» не новая, первопроходцами тут выступают западные нефте-сервисные компании.

Имея огромный опыт в эксплуатации УЭЦН, а также программистов в лице специализированного подразделения СургутАСУнефть ПАО «Сургутнефтегаз» был разработан и в 2017 году введён в промышленную эксплуатацию программный продукт "Выявление отклонений в работе УЭЦН и прогнозирование возможных отказов". Данная программа позволяет по оценке скорости изменения того или иного эксплуатационного параметра прогнозировать возникновение критического режима работы агрегата и сигнализировать об этом пользователю. За 2018 год посредством автоматизированной системы "Выявление отклонений в работе УЭЦН и прогнозирование возможных отказов" на целевом фонде скважин, в количестве более 6000 скважин выявлено и устранено более 900 отклонений, создающих риск отказа оборудования.

Таким образом, на сегодняшний день у ПАО «Сургутнефтегаз» имеется эффективный инструмент мониторинга режима работы УЭЦН, позволяющий своевременно выявлять недопустимые условия эксплуатации оборудования и оперативно принимать меры по их устранению.

Мониторинг эксплуатационных параметров УЭЦН

Системный подход в работе с малодебитным осложнённым фондом скважин за последние годы позволил сформировать стабильную положительную динамику роста наработки УЭЦН и обеспечить с момента тиражирования внедрения оборудования повышенной надёжности на все месторождения Общества, а также организации системной работы по оперативному выявлению осложнений и своевременному реагированию на них ежегодный прирост наработки по малодебитному фонду на уровне 7,5%.

magazine.neftegaz.ru

Особенности эксплуатации малодебитных скважин и осложнения, возникающие при их работе в условиях высоких температур

Малодебитный фонд «РНСтавропольнефтегаза» (25 скважин) с общей суточной добычей 243 тонны эксплуатируется исключительно УЭЦН. Основные проблемы, возникающие при эксплуатации ЭЦН, связаны с высокой пластовой температурой, образованием АСПО, высокой КВЧ.

В 2010 году в скважинах ООО «РНСтавропольнефтегаз», оборудованных УЭЦН, произошло 62 преждевременных отказа погружного оборудования, большая часть которых пришлась на оборудование с наработкой до 180 суток. В связи с этим нашей целью стало увеличение СНО оборудования малодебитного фонда до 250 суток.

01.07.2010 Инженерная практика №07/2010 Федорченко Дмитрий Павлович Начальник производственно-технического отдела ООО «РН-Ставропольнефтегаз»

Структура фонда скважин, оборудованных УЭЦН, ООО «РН-Ставропольнефтегаз»

Особенности эксплуатации скважин в «РН-Ставропольнефтегазе» в первую очередь связаны с высокими пластовыми температурами (до 150°С), а также с большим газовым фактором, отложениями парафинов и значительной КВЧ. Соответственно основная проблема, с которой нам приходится сталкиваться, — низкая НнО погружного оборудования. В последние годы эта проблема успешно решается. Так, нам удалось увеличить наработку на отказ с 83 суток (2006 год) до текущих 233 суток, и динамика положительная.

ОСОБЕННОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ МАЛОДЕБИТНЫХ СКВАЖИН, ОБОРУДОВАННЫХ УЭЦН

Малодебитный фонд в «РН-Ставропольнефтегазе» небольшой — 25 скважин с общей суточной добычей 243 тонны (более 88 тыс. т/год), скважины эксплуатируются УЭЦН (см. «Структура фонда скважин, оборудованных УЭЦН, ООО «РН-Ставропольнефтегаз»).

Значительная доля (72%) скважин малодебитного фонда работает с забойными давлениями ниже или равными давлению насыщения, что значительно усложняет эксплуатацию скважин, оборудованных УЭЦН (см. «Основные параметры работы малодебитного фонда скважин с УЭЦН ООО «РН-Ставропольнефтегаз»).

Основные параметры работы малодебитного фонда скважин с УЭЦН ООО «РН-Ставропольнефтегаз»

Условия эксплуатации малодебитного фонда на основных месторождениях ООО «РН-Ставропольнефтегаз»

Парк УЭЦН малодебитного фонда ООО «РН-Ставропольнефтегаз»

Как было отмечено ранее, основную проблему при эксплуатации ЭЦН представляет высокая пластовая температура. На рисунке «Условия эксплуатации малодебитного фонда на основных месторождениях ООО «РН-Ставропольнефтегаз» представлены средние показатели температуры на конкретной глубинеспуска насоса. В настоящее время для измерения параметров работы насоса мы используем телеметрические системы производства компании «Новомет». Ранее было опробовано измерительное оборудование от завода «Борец». К сожалению, оно не подходит для столь высоких пластовых температур.

Большая часть низкодебитного фонда эксплуатируется УЭЦН 5-25 производства завода «Борец», 5-15, 5-30, 5-35, 5-50, изготавливаемыми заводами «Борец» и «Лемаз», а также УЭЦН 5-44, 5-79 от компании «Новомет» (см. «Парк УЭЦН малодебитного фонда ООО «РНСтавропольнефтегаз»). Почти половина фонда оснащена СУ с ЧРП (Электон-05, Борец-04М, Интэс). Наибольшую СНО имеют Э-30, Э-35 и Э-50 (см. «Парк УЭЦН малодебитного фонда ООО «РН-Ставропольнефтегаз»). В 2010 году с целью сокращения фонда АПВ в двух скважинах внедрены УЭЦН 5-15, в двух других — УЭЦН 5-44 и 5-25 с вентильными ПЭД. Практически весь малодебитный фонд оснащен станциями управления частотными приводами производства компаний «Электон», «Борец» и НТФ-станциями управления. В настоящее время шесть скважин малодебитного фонда работают в режиме АПВ, остальные — в постоянном режиме, из них шесть скважин — в автокоррекции на СУ с ЧРП «Интэс» с плавающей частотой (см. «Режим работы скважин малодебитного фонда, структура ЧРФ ООО «РН-Ставропольнефтегаз»). Применение данной технологии позволяет постоянно оптимизировать динамический уровень, значительно сократить фонд АПВ, работать в условиях высокого газового фактора с забойным давлением равным или ниже давления насыщения.

Режим автокоррекции управляется со станции НТФ. В них закладывается определенный алгоритм, согласно которому в зависимости от изменения загрузки насоса СУ снижает или повышает частоту вращения вала. При этом диапазон автокоррекции (от 44 до 54 Гц) задается вручную при выводе скважины на режим. Это позволяет не останавливать УЭЦН, а также эксплуатировать скважины при высоком газовом факторе.

Распределение осложнений на малодебитном фонде

ОСНОВНЫЕ ПРОБЛЕМЫ

К основным проблемам, связанным с эксплуатацией малодебитных скважин относятся: во-первых, уже упомянутый режим высоких температур (см. «Распределение осложнений на малодебитном фонде»): диапазон изменения пластовых температур — 116-145°С, 96% фонда работает при температуре выше 130°С. Для обеспечения работы УЭЦН в таких условиях применяются специальные насосные установки, рассмотренные выше, а также масла REDA-3, REDA-5, REDA-6.

Во-вторых, АСПО. Отложениями парафинов осложнено 76% фонда скважин. Для борьбы с ними на предприятии используются всем известные механические скребки (10 скважин) и нагревательные кабели (9 скважин). Применение скребков согласно ТЭО в 3 раза дешевле, но, к сожалению, наш подрядчик не в силах обслужить все скважины, так как некоторые нуждаются в скребковании каждые три часа. Поэтому часть скважин переведены на нагревательные кабели. Хотелось бы отметить, что данные мероприятия охватывают весь фонд скважин, осложненных АСПО, и с 2009 года отказов УЭЦН по причине парафиноотложения не происходило.

Фонд малодебитных скважин с высокой КВЧ

В-третьих, 64% фонда малодебитных скважин осложнено высокой КВЧ (до 2726 мг/л) (см. «Фонд малодебитных скважин с высокой КВЧ»), что безусловно оказывает негативное влияние на работу установок и приводит к преждевременным отказам. Для успешной эксплуатации в 36% таких скважин рекомендуется использовать только износостойкое оборудование. Доля отказов оборудования из-за мехпримесей за 2010 год составляет 9,5%, или 6 отказов. Применение фильтров ЖНШ (5 комплектов) положительных результатов не принесло. При демонтировании УЭЦН выявлено, что они были забиты глиноподобной массой.

В-четвертых, высокий газовый фактор — осложнено 36% фонда скважин. Для работы в таких условиях в скважинах устанавливаются газодиспергаторы.

Структура отказов УЭЦН на малодебитном фонде

Более 30% общего фонда скважин «РН-Ставропольнефтегаза» осложнено отложениями солей на оборудовании. На малодебитных скважинах этот тип отложений встречается реже — 12% фонда осложнено солеотложениями. С этим видом осложнений мы боремся с применением реагентов собственного изготовления двумя способами: закачкой раствора в затрубное пространство через устье скважины и с использованием погружного контейнера-дозатора, входящего в состав УЭЦН.

Кроме того, в отдельную проблему хотелось бы выделить малый диаметр эксплуатационных колонн: 76% фонда оснащены ЭК диаметром менее 122 мм. Это связано с ранее применявшимся фонтанным способом эксплуатации. В связи с этим спуск ЭЦН в скважину связан со значительными рисками.

К сожалению, на большинство скважин приходится два-три и даже и более видов осложнений. Только на 8% скважин присутствует всего один вид осложнений. В последнее время все более актуальной для нас становится проблема коррозии НКТ. Не редки ситуации, когда ЭЦН мог бы продолжать работать, но отказывают трубы. В настоящее время мы работаем в этом направлении: проводим комплексные исследования, изучаем предложения от заводов-изготовителей, испытываем трубы со значительным содержанием хрома.

ПРЕЖДЕВРЕМЕННЫЕ ОТКАЗЫ

В 2010 году в скважинах ООО «РН-Ставропольнефтегаз», оборудованных УЭЦН, произошло 62 отказа погружного оборудования. Большую часть (73%) составляют преждевременные отказы оборудования с наработкой до 180 суток (СНО УЭЦН составила 67 суток).

Основные причины остановок скважин следующие (см. «Структура отказов УЭЦН на малодебитном фонде»):

снижение изоляции — 58%, или 26 отключений;
негерметичность НКТ — 24%, или 11 остановок;
отсутствие подачи (износ УЭЦН, слом вала, обрыв ЭНК) — 11%, или 5 отключений;
заклин — 7%, или 3 остановки.

Главной нашей задачей представляется увеличение СНО оборудования малодебитного фонда до 250 суток. Сейчас мы вплотную подошли к этой цифре и достигли НнО, равной 230-234 суток, и надеемся продолжить рост этого показателя. С этой целью в «РН-Ставропольнефтегазе» проводятся следующие мероприятия.

Применение вентильных и малонагруженнных ПЭД. В настоящее время в две скважины спущены вентильные ПЭД (в этом году планируется комплектация УЭЦН еще одним ВД ). Продолжаются испытания низконагруженных ПЭД производства компании «Борец». На данный момент внедрено 5 таких двигателей, что позволило увеличить СНО погружного оборудования на 22 суток.
Применение погружной телеметрии. ТМС производства завода «Борец» в условиях высоких температур оказалась ненадежной (СНО ТМС составила 5 суток). На стадии завершения подписания договоров на проведение ОПИ ТМС производства компаний «Новомет» и «Геофизмаш». Согласно технической документации ТМС последнего производителя должны работать при температурах до 200°С.
Вывод скважин на режим с помощью станций управления с ЧРП. Для этих целей в 2010 году планируется закупка трех СУ производства компании «Электон» с фильтрами выходного напряжения. Параллельно ведется капитальный ремонт двух станций управления УЭЦН от компании «ИНТЭС» для эксплуатации скважин с высоким газовым фактором.
Внедрение винтовых насосов. В этом году планируется провести испытания двух таких установок.
Увеличение числа установок с электронагревательным кабелем в скважинах, осложненных АСПО, на две единицы.
Приобретение полнокомплектного высокотемпературного отечественного оборудования в коррозионнои износостойком исполнении с рабочими колесами двухопорной конструкции.
Внедрение УЭЦН производительностью 15 м3/сут в скважинах с режимом АПВ. В настоящее время в работе находятся два Э-15. Планируется перевод двух скважин из режима АПВ в постоянный режим эксплуатации.

glavteh.ru

Способ периодической эксплуатации малодебитных скважин глубинно-насосной установкой

Изобретение относится к области добычи нефти из малодебитных скважин путем откачки ее погружными глубинно-насосными установками.

Известен способ периодической эксплуатации скважин, заключающийся в периодической откачке жидкости насосом из скважины с последующим периодом накопления, при этом процессы накопления и откачки жидкости из продуктивного пласта осуществляются в условиях герметизации затрубного пространства (см. Щуров В.И. Технология и техника добычи нефти. - М.: Недра, 1983, с.412-415). Недостатком способа является большая величина потерь нефти по сравнению с процессом непрерывной эксплуатации, поскольку среднеинтегральная депрессия на пласт при периодической эксплуатации всегда меньше депрессии при непрерывной эксплуатации при прочих равных условиях. Кроме того, дебит скважины колеблется в некоторых пределах, зависящих от депрессии на пласт, и не соответствует максимально возможному. Из известных способов наиболее близким к предлагаемому по технической сути и достигаемому результату является способ периодической эксплуатации скважин, заключающийся в чередовании циклов откачки жидкости насосом из скважины с последующим периодом накопления, в течение которого скважина наполняется нефтью из пласта при остановленном насосе, причем предусматривается наличие зумпфа и сообщение затрубного пространства с атмосферой (см. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти. /Под. ред. Ш.К.Гиматудинова. - М.: Недра, 1983, с. 199-200). Указанный способ обеспечивает достижение максимально возможного дебита при условии максимальной депрессии на пласт, являющегося результатом сообщения затрубного пространства с атмосферой. Однако этот способ эксплуатации, базирующийся фактически на работе при минимальном забойном давлении, имеет ограниченные возможности использования, что обусловлено конкретными геолого-техническими условиями эксплуатации разных скважин, в частности ограничивающими возможность поддержания максимальной депрессии на пласт, следствием чего может быть разрушение целостности пласта, изменение его коллекторских свойств, сопровождающихся выносом механических примесей с продукцией скважины. Наличие механических примесей приводит к износу насосной установки, необходимости сепарации продукции от механических примесей и образованию песчаных пробок в скважине. В основу настоящего изобретения положена задача создания способа периодической эксплуатации малодебитных скважин, обеспечивающего максимально допустимую производительность скважины, отвечающей ее геолого-техническому состоянию, и исключающего наступление вышеуказанных последствий за счет выбора заданной депрессии на пласт и поддержания ее на постоянном уровне в процессе эксплуатации. Поставленная задача достигается тем, что способе периодической эксплуатации малодебитных скважин глубинно-насосной установкой, заключающемся в чередовании циклов накопления жидкости и ее откачки из скважины, оборудованной зумпфом, согласно изобретению предварительно определяют величину рабочей депрессии на пласт, соответствующую максимально допустимой производительности скважины в процессах накопления и откачки жидкости из скважины контролируют величину забойного давления и при увеличении его значения в процессе накопления, а при уменьшении в процессе откачки соответственно стравливают газ из затрубного пространства или производят закачку газа в затрубное пространство до восстановления в обоих случаях величины выбранной рабочей депрессии на пласт. В дальнейшем изобретение поясняется конкретным примером и сопровождающими чертежами, на которых: на фиг. 1 и 2 изображена принципиальная схема эксплуатации скважины соответственно в периоды накопления и откачки; на фиг. 3 и 4 показан пример выполнения узла регулирования забойного давления. Под продуктивным пластом 1 оборудован зумпф 2, а в нижней части НКТ 3 установлен глубинный насос 4. Полость НКТ 3 сообщается с выкидной линией 5 на устье скважины 6. В верхней части затрубного пространства 7 на устье скважины 6, оборудованного узлом регулирования забойного давления 8 сообщающейся с полостью затрубного пространства 7, с газопроводом 9 и через патрубок 10 с выкидной линией 5. Узел регулирования забойного давления может быть выполнен в виде трехходового крана 1 и двух пневматических регуляторов давления, один "до себя" 2, другой "после себя" 3. Переключение трехходового крана производится одновременно с включением и выключением глубинного насоса, т. е. производится в действие одной и той же станцией управления (комплектной трансформаторной подстанцией). При выключении глубинного насоса трехходовой кран ставится в положение, показанное на фиг. 3, т.е. сообщаются выкидная линия 4 и затрубное пространство 5. Давление в затрубном пространстве 5 поддерживается регулятором давления "после себя" 3, обеспечивая стравливание излишка газа при заполнении скважины жидкостью. При включении глубинного насоса трехходовой кран переключается в положение, показанное на фиг.4, т.е. сообщаются газопровод 6 и затрубное пространство 5. Давление в затрубном пространстве 5 поддерживается регулятором давления "до себя" 2, подачей через него газа при понижении давления вследствие откачки жидкости насосом. Сущность способа заключается в следующем. Предварительно определяем минимально допустимое забойное давление. Это давление для каждой конкретной скважины выбирают с учетом конкретных геолого-технических условий, в частности ограничивающих возможность поддержания максимальной депрессии на пласт, следствием чего может быть разрушение целостности пласта, изменение его коллекторских свойств, сопровождающихся выносом механических примесей с продукцией скважины. Наличие механических примесей приводит к износу насосной установки, необходимости сепарации продукции от механических примесей и образованию песчаных пробок в скважине. Забойное давление по барометрической по формуле связано с затрубным давлением на устье где - относительная плотность газа; Н - глубина, м; Z - коэффициент сверхсжимаемости; Т - средняя температура по глубине скважины. Таким образом, определяют затрубное давление, соответствующее забойному. Регулируют устьевое оборудование на поддержание этого затрубного давления и начинают эксплуатацию, не опасаясь негативных вышеуказанных последствий. Цикл добычи делится на два периода: период накопления и период откачки. Период накопления схематически изображен на фиг.1. Жидкость из пласта 1 поступает в зумпф 2, занимая объем затрубного пространства, вследствие этого давление в затрубном пространстве начинает повышаться. Чтобы этого не допустить, узел регулирования забойного давления 8 стравливает по патрубку 10 газ в выкидную линию 5, при этом давление в затрубном пространстве 7 остается постоянным и пласт 1 поэтому работает с постоянным дебитом. Как только уровень жидкости достигает определенного максимального положения, которое ниже перфорационных отверстий, начинается откачка, при этом стравливание газа заканчивается. Период откачки показан на фиг.2. Жидкость насосом 4 начинает откачиваться по колонне НКТ 3 в выкидную линию 5. При этом давление в затрубном пространстве 7 снижается. Для того чтобы поддержать забойное давление на заданном уровне, узел регулирования забойного давления 8 начинает пропускать газ из газопровода 9 в затрубное пространство 7, при этом давление в затрубном пространстве остается постоянным и пласт поэтому работает постоянно и равномерно и при откачке. Как только уровень жидкости достигает определенной минимальной отметки, насос 4 прекращает откачку, а узел 8 перекрывает газ из газопровода 9. После процесс переходит к первому этапу. Таким образом, поддерживая затрубное давление на определенном отметке, поддерживают неизменным заданное забойное давление, другими словами поддерживают постоянную депрессию, что в свою очередь ведет к неизменному дебиту. Ниже приведен конкретный пример реализации способа. Пусть задана максимально допустимая депрессия Р=6 МПа. Депрессия задается из соображений сохранности пласта, т.е. при превышении этой депрессии начинает происходить разрушение. Пластовое давление равно 8 МПа. Из этого следует, что забойное давление не должно быть ниже 2 МПа. По барометрической формуле находим P_затр. При глубине 500 м, при 24^oC и конкретных свойствах газа P_затр = 1,9 МПа. Регулируют устьевое оборудование на 1,9 МПа и начинают эксплуатацию, не боясь за нарушение целостности пласта. Если же затрубное пространство сообщается с атмосферой, то _затр = 0,1 МПа, а соответствующее ему забойное давление будет равно (рассчитываем по барометрической формуле) 0,104 МПа, что недопустимо, т.к. приводит к разрушению пласта.

Формула изобретения

Способ периодической эксплуатации малодебитных скважин глубинно-насосной установкой, заключающийся в чередовании циклов накопления жидкости и ее откачки из скважины, оборудованной зумпфом, отличающийся тем, что определяют минимально допустимое забойное давление и соответствующее ему затрубное давление с учетом величины допустимой депрессии на пласт, соответствующей максимально допустимой производительности скважины и условию сохранности пласта, в процессах накопления и откачки жидкости из скважины контролируют величину затрубного давления и при увеличении его значения в процессе накопления и уменьшении в процессе откачки соответственно стравливают газ из затрубного пространства или производят закачку газа в это пространство для поддержания затрубного давления на определенной отметке и восстановления в обоих случаях величины выбранной рабочей депрессии на пласт.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3, Рисунок 4

findpatent.ru

Периодическая эксплуатация малодебитных скважин Малодебитные скважины составляют

Периодическая эксплуатация малодебитных скважин

Малодебитные скважины составляют значительную часть фонда механизированных скважин ОАО «Татнефть» . Вопросы их эксплуатации имеют большое значение с точки зрения экономики, так как затраты на эксплуатацию этих скважин весьма значительны. Процесс эксплуатации скважин может осуществляться либо в непрерывном режиме, либо в периодическом. Эксплуатация малодебитного фонда скважин в периодическом режиме зачастую обусловлена дефицитом насосного оборудования малой производительности. Установленное на этих скважинах насосное оборудование, имея большой запас по производительности, имело и низкий коэффициент полезного действия. К положительным сторонам периодической откачки относятся сокращение непроизводительных затрат электроэнергии увеличение межремонтного периода работы скважин Отрицательной стороной является, в частности, то, что при остановках скважин может возрастать обводненность продукции.

Периодическая эксплуатация рекомендуется лишь в случаях: 1) на малодебитных скважинах, оборудованных станкамикачалками с завышенной производительностью ( не менее чем в 3… 5 раз ), замена которых представляется экономически нецелесообразной; 2) на мало- и среднедебитных скважинах, если при этом преследуются определенные цели (например, достижение меньшей обводненности продукции скважин, экономия затрат на электроэнергию и т. д. ). Эффективность применения режима периодической откачки зависит от точности регулирования надежности средств управления откачкой.

В малодебитных скважинах производительность глубинно насосной установки часто превышает объёмную скорость притока жидкости из пласта. В результате этого насос быстро откачивает накопившуюся в скважине жидкость, уровень её снижается до приема насоса и коэффициент подачи насоса резко падает. Режим работы насосной установки при не заполнении насоса характеризуется неуравновешенностью станка-качалки, что ведёт к ускорению её износа. Кроме того, при работе насоса с низким коэффициентом заполнения быстро выходит из строя узел «плунжер-втулка» , уменьшается коэффициент полезного действия установки, увеличивается расход электроэнергии. В связи с этим в ряде случаев бывает целесообразным временно останавливать насосную установку для накопления жидкости в скважине. При этом приток жидкости из пласта не прекращается. Однако не всякую малодебитную скважину целесообразно переводить на периодическую эксплуатацию. Для периодической эксплуатации лучше всего подходят скважины, не дающие песка, имеющие низкие коэффициенты продуктивно и сравнительно высокие статические уровни.

Для удобства периодической эксплуатации глубиннонасосных скважин на нефтяных площадях используются устройства местной автоматики, которые условно можно разделить на 3 категории. К первой относятся программные устройства, осуществляющие запуск и остановку объекта по заданной программе согласно расчетному технологическому режиму при помощи электрических, механических, электронных и пневматических реле времени. Ко второй- устройства местной автоматики с незамкнутым технологическим циклом, т. е. когда остановку скважины производит чувствительный элемент, реагирующий на изменение динамического уровня жидкости в скважине или на изменение подачи жидкости в выкидном трубопроводе скважины, а запуск осуществляется по расчетной программе при помощи реле времени. К третьей –относятся устройства местной автоматики с замкнутым технологическим циклом, когда запуск и остановка объекта осуществляются непосредственно от чувствительного устройства, реагирующего на изменение динамического уровня жидкости.

present5.com

Способ эксплуатации малодебитной скважины

Осуществление способа показано на фиг. 1 и 2:

Фиг. 1. Эксплуатация при закрытом клапане.

Фиг. 2. Эксплуатация при открытом клапане.

Показаны следующие позиции:

1 - насосно-компрессорные трубы

2 - глубинный насос

3 - клапан

4 - динамический уровень

5 - клапанная коробка

6 - запорный орган

7 - гидравлический канал

8 - отверстия

9 - газожидкостная смесь

10 - затрубное пространство.

Способ эксплуатации малодебитных скважин осуществляется следующим образом.

edrid.ru

26 Периодическая эксплуатация малодебитных скважин

Производительность штанговой глубинной установки, даже при применении насосов с малым диаметром плунжера и малой длиной хода полированного штока зачастую бывает выше, чем приток жидкости из пласта. При этом насос быстро откачивает накапливающуюся в скважине жидкость, уровень ее снижается до приема насоса и коэффициент подачи насоса резко падает. Режим работы насосной установки при этом характеризуется неуравновешенностью станка-качалки, что приводит к быстрому ее износу. С целью уменьшения нерационального расхода электроэнергии и увеличения межремонтного срока службы оборудования такие скважины переводят на периодическую эксплуатацию. В этом случае скважины эксплуатируют периодически с остановками работы насосной установки для накопления жидкости в скважине. Переводить на периодическую эксплуатацию лучше скважины, не выносящие песка, имеющие низкие коэффициенты продуктивности и сравнительно высокие статические уровни. Переводить на периодическую эксплуатацию скважины с низким и быстро восстанавливающимся уровнем не целесообразно, так как в таких условиях необходимо будет часто останавливать и запускать станок-качалку. При переводе скважины на периодическую эксплуатацию необходимо знать дебит скважины, потери добычи нефти за счет простоя скважины во время накопления жидкости, оптимальное время накопления и откачки жидкости. С учетом всех этих данных можно рассчитать экономическую эффективность перевода скважин на периодическую эксплуатацию. Эффективность периодической эксплуатации увеличивается с применением автоматики.

27 Сущность тепловых методов воздействия на пласт. Особенности выбора теплоносителя.

Воздействие на нефтяной пласт теплом

Практика освоения месторождений высоковязкой нефти как у нас в стране, так и за рубежом показала, что наиболее эффективными способами теплового воздействия на пласты с высоковязкой нефтью являются: 1)паротепловая обработка призабойной зоны добывающих скважин (ПТОС) 2)нагнетание пара в пласт, перегретой воды с созданием тепловых оторочек (ПТВ, ВГВ) 3)внутрипластовое горение (ВГ). Наибольшее развитие получили способы нагнетания теплоносителя в пласт. (сущность объяснить)

Воздействие па пласт теплоносителем приводит к проявлению целого ряда факторов, способствующих увеличению нефтеизвлечения. К ним относятся: снижение вязкости пластовой нефти, дистилляция и испарение, термическое расширение, снижение поверхностного натяжения и другое. Эффективность теплового воздействия на нефтяной пласт в значительной степени зависит от правильности выбора рабочего агента, способствующего более высокой степени нефтеизвлечения, с учетом геолого-промысловых характеристик объекта воздействия. Все зависит от геологического строения месторождения, физико-химических свойств нефти и конкретных условий с учетом экономических показателей. Выбор теплоносителя необходимо осуществлять с учетом физико химических св-в нефти и геолого-физических св-в породы. (рассмотреть зависимости вязкой и жидкой нефти от температуры) при выборе теплоносителя следует руководствоваться и экономическими соображениями. (тепловой эффект от нагнетания горячей воды тем больший, чем больше толщина пласта и выше скорость фильтрации При меньшей толщине длительное воздействие на пласт теплом неэффективно вследствие высоких теплопотерь через кровлю и подошву пласта)

studfile.net

способ периодической эксплуатации малодебитных скважин глубинно-насосной установкой - патент РФ 2193648

Использование: в области добычи нефти из малодебитных скважин. Обеспечивает максимальную производительность скважины. Сущность способа: чередуют цикл накопления жидкости и цикл ее откачки из скважины, оборудованной зумпфом; определяют минимально допустимое забойное давление и соответствующее ему затрубное давление с учетом величины допустимой депрессии на пласт, соответствующей максимально допустимой производительности скважины и условию сохранности пласта. В процессах накопления и откачки жидкости из скважины контролируют величину затрубного давления. При увеличении его значения в процессе накопления и уменьшении в процессе откачки соответственно стравливают газ из затрубного пространства или производят закачку газа в это пространство. Это осуществляют для поддержания затрубного давления на определенной отметке и восстановления в обоих случаях величины выбранной рабочей депрессии на пласт. 4 ил. Изобретение относится к области добычи нефти из малодебитных скважин путем откачки ее погружными глубинно-насосными установками. Известен способ периодической эксплуатации скважин, заключающийся в периодической откачке жидкости насосом из скважины с последующим периодом накопления, при этом процессы накопления и откачки жидкости из продуктивного пласта осуществляются в условиях герметизации затрубного пространства (см. Щуров В.И. Технология и техника добычи нефти. - М.: Недра, 1983, с.412-415). Недостатком способа является большая величина потерь нефти по сравнению с процессом непрерывной эксплуатации, поскольку среднеинтегральная депрессия на пласт при периодической эксплуатации всегда меньше депрессии при непрерывной эксплуатации при прочих равных условиях. Кроме того, дебит скважины колеблется в некоторых пределах, зависящих от депрессии на пласт, и не соответствует максимально возможному. Из известных способов наиболее близким к предлагаемому по технической сути и достигаемому результату является способ периодической эксплуатации скважин, заключающийся в чередовании циклов откачки жидкости насосом из скважины с последующим периодом накопления, в течение которого скважина наполняется нефтью из пласта при остановленном насосе, причем предусматривается наличие зумпфа и сообщение затрубного пространства с атмосферой (см. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти. /Под. ред. Ш.К.Гиматудинова. - М.: Недра, 1983, с. 199-200). Указанный способ обеспечивает достижение максимально возможного дебита при условии максимальной депрессии на пласт, являющегося результатом сообщения затрубного пространства с атмосферой. Однако этот способ эксплуатации, базирующийся фактически на работе при минимальном забойном давлении, имеет ограниченные возможности использования, что обусловлено конкретными геолого-техническими условиями эксплуатации разных скважин, в частности ограничивающими возможность поддержания максимальной депрессии на пласт, следствием чего может быть разрушение целостности пласта, изменение его коллекторских свойств, сопровождающихся выносом механических примесей с продукцией скважины. Наличие механических примесей приводит к износу насосной установки, необходимости сепарации продукции от механических примесей и образованию песчаных пробок в скважине. В основу настоящего изобретения положена задача создания способа периодической эксплуатации малодебитных скважин, обеспечивающего максимально допустимую производительность скважины, отвечающей ее геолого-техническому состоянию, и исключающего наступление вышеуказанных последствий за счет выбора заданной депрессии на пласт и поддержания ее на постоянном уровне в процессе эксплуатации. Поставленная задача достигается тем, что способе периодической эксплуатации малодебитных скважин глубинно-насосной установкой, заключающемся в чередовании циклов накопления жидкости и ее откачки из скважины, оборудованной зумпфом, согласно изобретению предварительно определяют величину рабочей депрессии на пласт, соответствующую максимально допустимой производительности скважины в процессах накопления и откачки жидкости из скважины контролируют величину забойного давления и при увеличении его значения в процессе накопления, а при уменьшении в процессе откачки соответственно стравливают газ из затрубного пространства или производят закачку газа в затрубное пространство до восстановления в обоих случаях величины выбранной рабочей депрессии на пласт. В дальнейшем изобретение поясняется конкретным примером и сопровождающими чертежами, на которых:
на фиг. 1 и 2 изображена принципиальная схема эксплуатации скважины соответственно в периоды накопления и откачки;
на фиг. 3 и 4 показан пример выполнения узла регулирования забойного давления. Под продуктивным пластом 1 оборудован зумпф 2, а в нижней части НКТ 3 установлен глубинный насос 4. Полость НКТ 3 сообщается с выкидной линией 5 на устье скважины 6. В верхней части затрубного пространства 7 на устье скважины 6, оборудованного узлом регулирования забойного давления 8 сообщающейся с полостью затрубного пространства 7, с газопроводом 9 и через патрубок 10 с выкидной линией 5. Узел регулирования забойного давления может быть выполнен в виде трехходового крана 1 и двух пневматических регуляторов давления, один "до себя" 2, другой "после себя" 3. Переключение трехходового крана производится одновременно с включением и выключением глубинного насоса, т. е. производится в действие одной и той же станцией управления (комплектной трансформаторной подстанцией). При выключении глубинного насоса трехходовой кран ставится в положение, показанное на фиг. 3, т.е. сообщаются выкидная линия 4 и затрубное пространство 5. Давление в затрубном пространстве 5 поддерживается регулятором давления "после себя" 3, обеспечивая стравливание излишка газа при заполнении скважины жидкостью. При включении глубинного насоса трехходовой кран переключается в положение, показанное на фиг.4, т.е. сообщаются газопровод 6 и затрубное пространство 5. Давление в затрубном пространстве 5 поддерживается регулятором давления "до себя" 2, подачей через него газа при понижении давления вследствие откачки жидкости насосом. Сущность способа заключается в следующем. Предварительно определяем минимально допустимое забойное давление. Это давление для каждой конкретной скважины выбирают с учетом конкретных геолого-технических условий, в частности ограничивающих возможность поддержания максимальной депрессии на пласт, следствием чего может быть разрушение целостности пласта, изменение его коллекторских свойств, сопровождающихся выносом механических примесей с продукцией скважины. Наличие механических примесей приводит к износу насосной установки, необходимости сепарации продукции от механических примесей и образованию песчаных пробок в скважине. Забойное давление по барометрической по формуле связано с затрубным давлением на устье

где - относительная плотность газа; Н - глубина, м; Z - коэффициент сверхсжимаемости; Т - средняя температура по глубине скважины. Таким образом, определяют затрубное давление, соответствующее забойному. Регулируют устьевое оборудование на поддержание этого затрубного давления и начинают эксплуатацию, не опасаясь негативных вышеуказанных последствий. Цикл добычи делится на два периода: период накопления и период откачки. Период накопления схематически изображен на фиг.1. Жидкость из пласта 1 поступает в зумпф 2, занимая объем затрубного пространства, вследствие этого давление в затрубном пространстве начинает повышаться. Чтобы этого не допустить, узел регулирования забойного давления 8 стравливает по патрубку 10 газ в выкидную линию 5, при этом давление в затрубном пространстве 7 остается постоянным и пласт 1 поэтому работает с постоянным дебитом. Как только уровень жидкости достигает определенного максимального положения, которое ниже перфорационных отверстий, начинается откачка, при этом стравливание газа заканчивается. Период откачки показан на фиг.2. Жидкость насосом 4 начинает откачиваться по колонне НКТ 3 в выкидную линию 5. При этом давление в затрубном пространстве 7 снижается. Для того чтобы поддержать забойное давление на заданном уровне, узел регулирования забойного давления 8 начинает пропускать газ из газопровода 9 в затрубное пространство 7, при этом давление в затрубном пространстве остается постоянным и пласт поэтому работает постоянно и равномерно и при откачке. Как только уровень жидкости достигает определенной минимальной отметки, насос 4 прекращает откачку, а узел 8 перекрывает газ из газопровода 9. После процесс переходит к первому этапу. Таким образом, поддерживая затрубное давление на определенном отметке, поддерживают неизменным заданное забойное давление, другими словами поддерживают постоянную депрессию, что в свою очередь ведет к неизменному дебиту. Ниже приведен конкретный пример реализации способа. Пусть задана максимально допустимая депрессия Р=6 МПа. Депрессия задается из соображений сохранности пласта, т.е. при превышении этой депрессии начинает происходить разрушение. Пластовое давление равно 8 МПа. Из этого следует, что забойное давление не должно быть ниже 2 МПа. По барометрической формуле

находим P_затр. При глубине 500 м, при 24^oC и конкретных свойствах газа P_затр = 1,9 МПа. Регулируют устьевое оборудование на 1,9 МПа и начинают эксплуатацию, не боясь за нарушение целостности пласта. Если же затрубное пространство сообщается с атмосферой, то _затр = 0,1 МПа, а соответствующее ему забойное давление будет равно (рассчитываем по барометрической формуле) 0,104 МПа, что недопустимо, т.к. приводит к разрушению пласта.

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

www.freepatent.ru

Результаты вебинара "Повышение эффективности эксплуатации малодебитных нефтяных скважин"

Все блоги

Быстро, дешево, качественно?

Добрый день. Недавно задумался над покупкой бытовой техники в дом. Естественный вопрос – какую фирму выбрать и сколько это будет стоить. Вопрос ц

Читать блог
Применение Триол АТ24 линии LE в лифтовых системах премиум-класса

Добрый день, уважаемые читатели! В предыдущем своем блоге я обещал рассказать об одном из внедрений преобразователя частоты Триол в лифтах прем
Читать блог
Предпроектное обследование от Службы сервиса Корпорации Триол

Дорогие друзья, рад приветствовать Вас! Эта статья посвящена одному из важных этапов работы Службы сервиса – предпроектное обследование объектов
Читать блог
Применение преобразователей частоты в повседневной жизни

*Кто такие – эти частотные преобразователи (далее ЧРП) и с чем их едят?* Если верить «Википедии», то частотный асинхронный преобразователь частоты
Читать блог
Применение режима «авансирования» в средневольтных преобразователях частоты Триол АТ27

Уважаемые Друзья, хочу с Вами поделиться с одной из полезных функций средневольтных преобразователей частоты Триол АТ27 – режим безостановочной работы
Читать блог
Как увеличить период эксплуатации УЭЦН в скважинах с экстремально высокой температурой флюида

Добрый день, уважаемые коллеги! Сегодня, я хочу Вам рассказать о нашем техническом решении для горячих скважин, примененном в системах телеметрии
Читать блог
Инновационная разработка Триол — средневольтный преобразователь частоты Триол АТ27 линии MV

Приветствую Вас! Друзья, всего пару лет назад Корпорация Триол успешно реализовала проект с поставкой оборудования для подземного рудничного испол
Читать блог
Преобразователи частоты Триол AT24  в лифтах премиум класса

Здравствуйте, Друзья! Хочу рассказать Вам о применении преобразователей частоты Триол в лифтах премиум класса. Современный лифт – это специаль
Читать блог
Корпорация Триол – Ты часть команды профессионалов!

Сегодня завод-изготовитель Корпорации Триол ООО «Рустмаш» - это динамично развивающаяся компания с дружным коллективом высококлассных работников, спец
Читать блог
Бесперебойная работа станции управления Триол АК06 при провалах питающего напряжения

Добрый день, коллеги! Сегодня я хочу продолжить обсуждение алгоритмов СУ Триол и поговорить о таком важном функционале, как защита от перебоев пита
Читать блог
Система удаленного мониторинга за оборудованием Триол и не только

Добрый день, уважаемые читатели! Сегодня, в своем блоге, я хочу рассказать Вам о системе удаленного мониторинга за оборудованием, для чего эт
Читать блог
Оперативность Службы сервиса - залог минимального простоя Вашего оборудования

Здравствуйте, дорогие друзья! Сегодня хочу рассказать Вам о том, каким образом в Службе сервиса Корпорации Триол происходит вызов специал
Читать блог
Подготовка Службы сервиса к осенне-зимнему периоду работы

Здравствуйте уважаемые друзья! Сегодя я хочу поговорить об особенностях эксплуатации в осенне-зимний период. Зима не за горами, а кое-где уже лежи
Читать блог
Принципы, достижения, инновации, опыт сотрудничества со стратегическими партнерами Корпорации Триол

Добрый день. Уходящий 2019 год дает возможность взглянуть на результаты и достижения поставленных краткосрочных и долгосрочных целей компании и ее
Читать блог
Мотивация сотрудников Службы сервиса Корпорации Триол

Здравствуйте дорогие друзья! Сегодня я хочу поделиться с Вами о системе мотивации сотрудников Службы сервиса Корпорации Триол. Наш Сервис по Р
Читать блог
Одна из основных целей  Корпорации Триол – разработка оптимальных решений по нефтедобыче

Уважаемые коллеги, друзья, снова рад приветствовать Вас в своем блоге! В этот раз, я счел необходимым поделиться с Вами результатами участия Корп
Читать блог
Эффективное внедрение преобразователей частоты АТ27 на кустовых насосных станциях (КНС)

Здравствуйте! Сегодня я хочу рассказать Вам о внедрении и применении ПЧ серии Триол АТ27 на месторождениях по добыче нефти. Современная разработ
Читать блог
Техническая поддержка Триол – “Росскат Сервис”

Здравствуйте Друзья! Сегодня я хочу рассказать Вам про оснащение и работу одного из наших сервисных центров. Служба сервиса Корпопрации Триол имее
Читать блог
Отличия работы в РФ и зарубежом

Всем привет! Работая в Корпорации Триол, я получил богатый опыт развития продаж оборудования для нефтедобычи как в РФ, так и за ее пределами. Имея до
Читать блог
Одна из основных целей нашей  Компании – развитие персонала

Работа в Корпорации Триол Одна из основных целей нашей Компании - развитие персонала. Мы стремимся к тому, чтобы условия труда в нашей Компании поз
Читать блог
triolcorp.ru
Смотрите также

Фильтры для очистки воды из скважины угольные

Когда лучше бурить скважину

Устьевое оборудование газлифтных скважин

Устройство лучевых дренажных скважин что это

Газлифтный способ эксплуатации скважин

Какую выбрать скважину

Насосы для выкачки песка из скважины

Утепление скважины на воду

Выброс нефти из скважины

Аммиак в воде из скважины

Шурф скважина это

Эксплуатация малодебитных скважин