Исследование скважин оборудованных уэцн

31.Виды гидродинамических исследований на скважинах, оборудованных уэцн

Исследование можно осуществить при установившихся и неустановившихся режимах.

Для построения ИЛ необходимо иметь дебит Q, пластовое Рпл и забойное Рзаб давления.

Наиболее простой и наименее точный метод определения коэффициента продуктивности основан на измерениях давления на устье при двух режимах работы. Режим работы измеряют дросселированием потока на устье.

Этот метод может применяться для качественного выявления причин снижения дебита – ухудшения свойств призабойной зоны, износа насоса. Если дебит снизился при понижении динамического уровня, то образовалась забойная пробка или ухудшились свойства призабойной зоны. При отсутствии понижения динамического уровня причиной снижения дебита явился газ, поступающий в значительном количестве в насос. При этом обычно повышается давление в затрубном пространстве или возрастает подача после остановки.

Кривую восстановления забойного давления можно снять при пуске манометра в суфлер. При этом необходимо быть уверенным в герметичности обратного клапана и посадки манометра в суфлере.

32. Назначение и сущность метода исследований на установившихся режимах.

Исследование на приток (приемистость) и проводится методом установившихся отборов.

Установившийся отбор характеризуется стационарным режимом работы скважины, т.е. постоянством во времени забойного Рзаб и устьевого Р_у давлений и дебита скважины Q. Сущность метода заключается в установлении режима работы скважины и ожидании его стационарности. После стабилизации во времени режима работы скважины инструментально измеряют Р_ЗАБ, Р_У , дебит нефти Q_н, дебит воды Q_в , дебит газа_r, количество мех примесей и т.д. Все измеренные величины регистрируются. Затем режим работы скважины изменяется и ожидают нового стационарного режима работы системы.

Изменение режима работы зависит от способа эксплуатации: на фонтанной скважине изменяют диаметр штуцера на выкидном манифольде; на газлифтной скважине изменяют режим закачки рабочего агента — давление и (или) расход; на скважине, оборудованной установкой скважинного штангового насоса, изменяют длину хода и (или) число качаний, т.е. для каждого способа эксплуатации имеется собственная возможность изменения режима.

Время перехода одного стационарного режима работы скважины на другой называется временем переходного процесса t_пер

Время перераспределения давления изменяется от нескольких часов до нескольких суток и зависит от 1.размеров пласта, 2. расстояния до контура питания, 3.коэффициента пьезопроводности, 4.степени изменения давления и др. Время перераспределения давления тем больше, чем больше размеры залежи, чем дальше находится область питания.

Технология исследования заключается в измерении забойного давления в скважине и соответствующего этому давлению дебита Q, а также величин устьевого и затрубного давлений. При каждом режиме работы скважины в процессе исследования отбирается проба продукции с целью определения обводненности, содержания механических примесей и других характеристик. Как правило, исследование проводится на 3-5 режимах, для повышения точности один из режимов должен быть с минимально возможным или нулевым дебитом. Точность исследования зависит не только от точности измерения давлений и дебита, но и от того, насколько стабилизировался режим работы скважины.

Основной целью исследования на установившихся отборах является построение индикаторной диаграммы (индикаторной линии) скважины. Индикаторной диаграммой скважины называется графическая зависимость установившегося дебита от депрессии (забойного давления), т.е.

Форма индикаторной линии зависит от:1. режима дренирования пласта, 2. режима фильтрации, 3.от природы фильтрующихся флюидов, 4.от переходных неустановившихся процессов в пласте, 5.от фильтрационных сопротивлений, 6. от строения области дренирования (однородный, неоднородный, слоисто-неоднородный пласт) и др.

Индикаторные диаграммы:2 - характерны для режимов истощения, а причины именно такой формы могут быть различными. 3 — могут быть получены в следующих случаях: -увеличение притока при повышении ∆Р за счет подключения ранее неработавших пропластков, трещин и т.п.; - самоочистка призабойной зоны при увеличении депрессии и снижение фильтрационных сопротивлений, либо формирование новых трещин; -некачественные результаты исследования (метод установившихся отборов при фактически неустановившемся режиме фильтрации). В этом случае необходимо повторить исследование. Прямолинейная индикаторная диаграмма - при фильтрации однофазной жидкости по закону Дарси, т.е. в этом случае справедливо уравнение Дюпюи:

studfile.net

Исследование скважин, оборудованных шгну, уэцн.

Исследуют при установившихся режимах для получения индикатора линии Q ( Р) и установления зависимости Q от параметров работы установки.

Дебит скважины равен подачи насоса. Для скважин, оборудованных ШГНУ дебит можно изменить изменяя длину хода штока (переставлять палец в кривошипе), либо изменяя число качаний (смена диаметра шкива на валу электродвигателя). Для скважин, оборудованных УЭЦН, дебит изменяется изменением проходного сечения устьевой арматуры (установка штуцера)

Р заб.можно измерять:

напрямую спуская малогабаритные глубинные манометры на проволоке.
По Нд (замер уровня на устье)

Рзаб = Нд*р_ж*g, Нд –динамический уровень жидкости;

Нд = Vзв*t/2 р_ж- плотность жидкости;

g- ускорение свободного падения;

Vзв- скорость прохождения и отражения звука;

t- время прохождения и отражения звука.

При неустановивших режимах останавливают установку ЭЦН или ШГН на

КВУ (кривая восстановления уровня) и фиксируют изменение (восстановление) статического уровня и Рзатр до полного восстановления.

Метод гидропрослушивания -прослеживание влияния, изменения режима работы скважин или группы скважин на изменение давления в соседних или удаленных скважинах.

Требования безопасности при волнометрировании

В настоящее время для замеров уровней жидкости в скважинах в ТПДН»МН» используются волномеры и системы комплексного контроля «МИКОН-101-00», «МИКОН-101-01».

Метод волнометрирования применяется для замера «отбивки» статических и динамических уровней в скважинах при наличии в затрубном пространстве давления от 0,5 до 150 кг/ см³.

Скважины, оборудованные ШГН, перед проведением исследовательских работ, должны быть остановлены путем отключения кнопкой «СТОП», головка балансира должна находиться в нижнем положении, и зафиксирована тормозом, отключены рубильником от сети, на его ручке вывешен плакат «НЕ ВКЛЮЧАТЬ, РАБОТАЮТ ЛЮДИ».

При исследовании скважин волномером должны быть соблюдены следующие требования:

1. Перед проведением измерения необходимо открыть на секунду задвижку фонтанной арматуры для ее продувки.

2. Перед применением волномера необходимо проверить полное навинчивание гайки на розетку и гаек на болты, соединяющие втулки.

3. Проверить исправность задвижки и вентилей на затрубной линии, а затем подсоединить волномер, совмещая зазор между втулками с щелью в цилиндре.

4. Опрессовать волномер давлением, имеющимся в затрубном пространстве скважины. Запорный орган волномера должен обеспечивать абсолютно герметичное закрытие.

5. При наличии давления в возбудителе следует находиться в стороне от направления возможного полета возбудителя при его срыве с резьбы, а также от направления выхлопа. При создании импульса следует находиться с тыльной стороны возбудителя за угловым вентилем или задвижкой.

6. Находиться в направлении возможного полета волномера при его срыве с резьбы, а также (при создании импульса) в направлении выхлопа газа ЗАПРЕЩАЕТСЯ.

7. Необходимо периодически проверять состояние резьбовых соединений. Эксплуатация волномера с поврежденными резьбовыми соединениями – ЗАПРЕЩАЕТСЯ.

8. Сдвигать втулки при создании импульса следует только жесткой тягой-толкателем длиной не менее 0,5 м, тяго- толкатель перед производством импульса должен быть надежно закреплен к ручке волномера.

9. При отсутствии давления акустический сигнал в скважину посылается при помощи резинового устройства генерации акустических сигналов.

10. Производить замер уровня жидкости, используя инструкцию по эксплуатации прибора («МИКОН –101-00», «МИКОН-101-01»).

После окончания работ необходимо:

- закрыть задвижку;

стравить остаточное давление, нажав на тяго - толкатель;
снять волномер, стоя в стороне от возможного полета волномера;
очистить поверхности цилиндра втулок волномера и прочие открытые рабочие поверхности от грязи, нефти и песка;
уложить волномер в ящик.

studfile.net

Исследование скважин оборудованных УЭЦН

Сущность методики заключается в следующем. В колонну НКТ на выкид погружного центробежного электронасоса спускают на проволоке глубинный манометр. Производится запись давления на выкиде насоса Pвык1 при нормальном режиме работы с подачей Q1 и давлением на приёме Pпр1 (при открытой манифольдной завижке). После этого манифольдная задвижка на устье скважины быстро закрывается. Глубинный манометр фиксирует кривую изменения давления на выкиде насоса. По манометру на устье скважины контролируется рост устьевого давления за счёт продолжающейся подачи насоса и сжатия газожидкостной смеси в НКТ. Стабилизация устьевого давления Pу2 говорит о прекращении насосом подачи (Q2=0). В этот момент глубинный манометр регистрирует давление на выкиде насоса Pвык2 при давление на приёме Pпр2 (Pпр2=Pпр1 из-за инерции пласта и скважины).

После подъёма глубинного манометра и расшифровки бланка, определяется давление на выкиед насоса Pвык2 и записывается уравнение: Pпр2=Pвык2-Pн2.

Pн2 – давление создаваемое насосом при Q2=0.

После некоторых преобразований получаем:

- напор насоса на режиме нулевой подачи

- потери напора на преодоление веса гидростатического столба.

Данное выражение используется для расчёта давления на приёме ЭЦН.

Безтрубная эксплуатация скважин УЭЦН

Электродвигатель сверху, кабель не будет мешать можно поставить насос большего размера, НКТ необязательна, меньше железа т.е экономия, скважина должна быть герметична.

Эксплуатация скважин УЭВН

Установка насосная винтовая скважинная предназначена для принудительной добычи нефти из скважин. Винтовой насос обеспечивает добычу жидкости различных качеств: от наименьшей вязкости до наибольшей (тяжелая нефть), от чистой нефти до нефти, загрязненной абразивными материалами, имеющимися в скважинах. Винтовой насос не реагирует на высокие значения газового фактора, успешно перекачивает двухфазные (нефть-газ) системы. Температура перекачиваемой жидкости до 90°С.

Эти насосы применяются гораздо реже чем ШСН и УЭЦН.

Винтовой насос состоит из ротора в виде простой спирали {винта} с шагом и статора в виде двойной спирали с шагом , в два раза превышающим шаг ротора. Основными параметрами винтового насоса являются диаметр ротора, длина шага статора и эксцентриситет (расстояние между осями статора и ротора).

Полости сформированные между статором и ротором разделены. При вращении ротора эти полости перемещаются как по радиусу, так и по оси. Перемещение полостей приводит к проталкиванию жидкости снизу вверх, поэтому иногда этот насос называют насосом с перемещающейся полостью.

Применение ПВН весьма эффективно при откачке высоковязких нефтей. Они менее чувствительны к присутствию в нефти газа, а попадание последнего в рабочие органы не вызывает срыва подачи.

Эксплуатация скважин УГПН.

Гидропоршневыми насосными установками называют гидроприводные установки с наземным силовым насосом и скважинным агрегатом, состоящим из непосредственно соединенных поршневого насоса и поршневого гидравлического двигателя с золотниковым механизмом. Гидропоршневой насос может обеспечить подачу жидкости с очень больших глубин (до 4000 м) при достаточно высоком КПД до 0,6.

Работа гидропоршевой установки происходит следующим образом Рабочая жидкость, нагнетаемая с поверхности силовым насосом, подается через трубопровод в гидродвигатель насоса. Под давлением рабочей жидкости поршень двигателя совершает возвратно-поступательные движения, приводя в движение жестко связанный с помощью штока поршень насоса.

В качестве рабочей жидкости гидропривода обычно используют нефть, очищенную от свободного газа, воды и механических примесей и обработанную, если это необходимо, химическими веществами -деэмульгаторами, ингибиторами и т.п. Применяют также воду со специальными добавками.

Эффект применения этих насосных установок состоит в отсутствии штанг и кабеля, что существенно для наклонно направленных скважин, а также в отсутствии спуска-подъема НКТ, так как глубинный агрегат может быть сбрасываемого типа.

Поднимают агрегат давлением рабочей жидкости из кольцевого пространства.

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском гугл на сайте:

zdamsam.ru

Исследование скважин с УЭЦН.

Существуют три вида исследований: лабораторные, геофизические и гидродинамические. Для определения фильтрационных характеристик пласта и скважин более представительными являются гидродинамические методы исследования. При этих методах исследования непосредственно используются результаты наблюдения жидкости и газа к забоям скважин в пластовых условиях. Эти методы позволяют исключить влияние изменения свойств пласта в призабойной зоне и непосредственно определить фильтрационные характеристики пласта.

Выделяют 2 вида гидродинамических исследований: при неустановившемся и установившемся режимах фильтрации. Исследования скважин при неустан режиме дают больше информ, чем исследования методом установ отборов. При обработке КВД получают среднее значение гидропроводности или проницаемости на различных расстояниях от скважины, определяют коэффициент пьезопроводности и приведенный радиус скважины, оценивают коэф дополнительных потерь давления (показатель скин-эффекта), определяют пластовое давление и приближенный коэффициент продуктивности скв.

При обработке данных исследования методом установившихся отборов определяют коэф продуктивности и пластовое давление. Оценивают приближенно Гидропроводность и проницаемость в призабойной зоне. При исследовании скважин, оборудованных УЭЦН, широко используются методы, применяемые при эксплуатации скважин штанговыми скважинными насосными установками. Это применение скважинных манометров для замера забойного давления или давления на приеме насоса, а также определение уровня жидкости в скважине с помощью эхолота или волномера. Помимо этого используют методы присущи лишь данному способу эксплуатации скв.

Невсегда в скважинах с УЭЦН моно спустить манометр, поэтому часто используют звукометрический метод, позволяющий с помощью волномера замерить динамический уровень (скорость отражения звука*время отражения). Затем рассчитывают Рзаб= ρН/10.

Наиболее точен метод непосредственного измерения давления на приеме насоса с помощью скважинного манометра, спускаемого в НКТ и устанавливаемого в специальное запорное устройство, называемое суфлером. Давление на приеме насоса можно определить расчетным путем по давлению на выкиде насоса, измеряемому манометром, спущенном в НКТ, и напору, развиваемому насосом при закрытой манифольдной задвижке, после чего насос некоторое время подает жидкость, сжимая ГЖС в НКТ. Затем подача насоса становится равной нулю, о чем можно судить по стабилизации давления на устье. При нулевом режиме работы насоса давление на выкиде складывается из давления, создаваемого насосом, и гидростатического давления столба жидкости в затрубном пространстве над насосом - давления на приеме. Наиболее простой и наименее точный метод: определение коэф продуктивности по показаниям давления на устье. Обычно целью подобных исследований является качественное выявление причины уменьшения дебита скв: ухудшение свойств призабойной зоны или износ насоса

2. Технологии предотвращения и борьбы с АСПО в системе сбора.

Борьба с АСПО предусматривает проведение работ по 2-м направлениям: предупреждение образования и удаление.

1. Предотвращение. В него входят след работы:

а) применение гладких покрытий труб (внутр. стеклование поверхности труб, покрытие полиамидным пластиком и др.)

б) химич методы - это применение смачивающих присадок (для образ-я отталкивающего слоя-пленки на пов-сти трубы, депрессаторов (снижают t кристаллиз.вещ-ва), диспергаторов (для замедления роста кристаллов парафина),модификаторов.

в) физические методы-вибрационные, воздействие магнетических или электрических полей, ультразвуковые.

2. Удаление.

а) Тепловые методы (промывка горячей нефтью или водой, пропаркой, индукционные подогреватели)

б) Механические методы- скребки, центраторы, очистные поршни

в) Химические методы – применение обычных растворителей.

3. Технология форсированных отборов из нефтяных пластов.

Технология заключается в поэтапном увеличении дебитов добывающих скважин (уменьшении забойного давления Р₃). Физико-гидродинамическая сущность метода состоит в создании высоких градиентов давления путем уменьшения Р₃. При этом в неоднородных сильно обводненных пластах вовлекаются в разработку остаточные целики нефти, линзы, тупиковые и застойные зоны, малопроницаемые пропластки и др.

Применяется на поздней стадии разработки, когда обводненность достигает более 75%. При этом текущая добыча и нефтеотдача возрастают вследствие увеличения градиентов давления и скорости фильтрации, обусловливающего вовлечение в разработку участков пласта и пропластков, не охваченных заводнением, а также отрыв пленочной нефти с поверхности породы. Форсированный отбор — наиболее освоенный метод повышения нефтеотдачи.

Практикой отработаны основные подходы к успешному внедрению метода. Приступать к форсированному отбору следует постепенно, увеличивая дебит отдельных скважин на 30—50%, а затем - в 2-4 раза. Предельное значение увеличения отбора регламентируется возможностями используемого способа эксплуатации скважин. Для осуществления форсированного отбора необходимы насосы высокой подачи или использование газлифта.

ЭКЗАМЕНАЦИОННЫЙ БИЛЕТ № 21

1. Способы борьбы с вредным влиянием газа на работу УЭЦН.

2. Виды коррозии в системе сбора скважинной продукции.

3. Сущность потокоотклоняющих технологий (применение ВУС, ГОС и ОС).

Поиск по сайту

poisk-ru.ru

1. Вывод скважин, оборудованных уэцн, на режим.

Задача заключается в том, чтобы для каждой конкретной скважины с учетом ее характеристик подобрать все звенья ЭЦН и 1 глубину спуска насоса. Вначале устанавливают необходимые исходные данные - выбирают уравнение притока, определяют свойства нефти воды и газа и их смесей, которые предполагается откачивать из скважины, конструкцию эксплуатационной обсадной колонны глубину спуска насоса находят с учетом расходного газосодержания нефтегазового потока потока на входе Для этою строят кривые распределения давления и расходного газосодержания потока вдоль обсадных труб шагами от забоя снизу вверх, начиная от заданного забойного давления, определяемого по уравнению притока для известного дебита (соответственно кривые 1 и 3 на рис V ] 11.18). По кривой 3 оценивают предварительную глубину спуска насоса ( по допустимым значениям объемного газосодержания на приеме насоса

Ввх=0,05 - 0.25 ) и давление Рвх ( по кривой I). Упомянутые пределы расходного газосодержания на входе в насос установлены по данным испытаний ЭЦН во время откачки газированной жидкости. Если Ввх=0 - 0,05, то газ слабо влияет на работу насоса, если Ввх=0,25 - 0.3 то происходит срыв подачи насоса. По кривым 1 и-2 на глубине спуска насоса определяют перепад давлений 1рсбуемый для получения заданного дебита

Рс=Рвык - Рвх Свойства жидкости и ее вязкость влияют на напорную характеристику насоса. Поэтому далее оцениваем подачу qb и напора Нвс, которые должен иметь подбираемый насос при откачке жидкости ( с учетом влияния на рабочую характеристику насоса свободно! о газа в ГЖС, проходящей через насос, и ее вязкости), чтобы обеспечить подъем заданного количества нефти Q жсу с выбранной глубины lh. Поданным qb и Нвс и паспортным характеристикам подбирают тип насоса, удовлетворяющий условиям 0,65£Qв/Qв опт£1,25, ( где qb.опт - паспортная подача насоса при оптимальном режиме) Нвс£Нпн -DН (где Нпв-напор насоса но паспортной характеристике, соответствующей производительности qbm, DН- поправка , для пересчета Нпв в вероятный напор при работе на воде) DН = 0,92Нв.опт/3,9+0,023Qв.опт ( где Нв.опт - оптимальный напор Qв.опт-оптимальный расход по паспортной характеристике. Выбранный насосный агрегат должен работать в условиях превышения необходимого пускового напора Ноcв над рабочим при откачке ГЖС.

Может оказаться что необходимая характеристика насоса по напору Н не соответствуют (ниже) паспортной характеристике насоса, ближайшею но параметрам. В этом случае напор выбранного насоса регулируют путем повышения противодавления на устье с помощью штуцера или уменьшением ( частичным изъятием) некоторого числа ступеней насоса с заменой их вкладышами. Если используют штуцер, то снижается к.п.д. установки, но при этом регулирование осуществляется проще (без разборки насоса). Также регулировать характеристики ЭЦН можно путем частотного регулирования электродвигателя насоса (частота вращения вала ПЭД пропорциональна частоте тока), в результате чего одновременно изменяются в широком диапазоне и напор и подача насоса. Частотное регулирование позволяет сократить необходимое число типоразмеров ЭЦН.

В станциях управления предусмотрены ручной и автоматический режимы работы. В ручном режиме после остановки УЭЦН (например, из-за аварийного отключения электроэнергии) повторно запустить насос в работу можно только вручную. В автоматическом же режиме предусмотрен самозапуск установки через некоторое время после возобновления подачи электроэнергии. Это удобно тем, что для запуска установок не надо ехать по всем скважинам. Однако в зимних условиях на месторождениях Крайнего Севера и Западной Сибири, когда существует опасность замерзания устьевой арматуры и выкидной линии скважины при остановке насоса, автоматический самозапуск нежелателен. Более предпочтительным здесь является ручной запуск установки. При этом оператор приезжает на скважину и включает насос в работу только после пропаривания устьевой арматуры и выкидной линии.

studfile.net

Подбор УЭЦН к скважине

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

для оборудованных УЭЦН5А - каждые 15 мин; для прочих категорий - ежечасно, до момента

выхода на режим.

Вывод на режим осуществляется следующим образом:

После запуска установка отрабатывает не более 1 часа, так как в это время установка будет откачивать жидкость, расположенную выше приемной сетки насоса, и при этом двигатель не будет охлаждаться потоком откачиваемой жидкости.

Если после отключения установки уровень в скважине не восстанавливается (учитывая слив жидкости), то через 1,5 часа вновь запускают установку.

Отрабатывают не более 1 часа и повторяют чередование остановок и запусков до тех пор, пока не начнется процесс восстановления уровня жидкости в скважине.

Определяют приток жидкости из пласта по восстановлению уровня в скважине после остановки насоса (с учетом слива с лифта НКТ).

Откачку жидкости из скважины с контролем восстановления уровня в ней производят до тех пор, пока система «установка-скважина» не выйдет на режим, то есть пока подача и

динамический уровень не будут постоянными при достаточной скорости охлаждения двигателя. Скважина считается вышедшей на режим работы в том случае, если дебит ее соответствует

рабочей характеристике насоса, динамический уровень установился на постоянной отметке и объем жидкости отобранный из скважины равен двум объемам ее обсадной колонны, но не менее 2 объемов использованной при ремонте жидкости глушения. Периодический режим работы не соответствует понятию эксплуатации УЭЦН в нормальном режиме.

Вслучае задержки появления подачи и меньшего дебита необходимо определить правильность направления вращения валов УЭЦН фазировки по опрессовочному давлению развиваемому УЭЦН (при правильной фазировке оно больше и растет значительно быстрее). Если при правильном направлении вращения подача появляется позже и дебит УЭЦН меньше, чем указано в таблице - проверяют герметичность НКТ и наличие в них свободного прохода.

Опрессовку лифта УЭЦН производить давлением не более 60 кгс/см2.

Косвенным показателем нормальной работы УЭЦН служит скорость падения динамического уровня в скважине (при условии что пласт не работает, газа нет). На практике принимаются следующие объемы (м3) 100 метровых участков обсадной колонны: 5" колонна без НКТ - 1,33 м3; 5" колонна - кольцевое пространство между стенками колонны и стенками НКТ 2,5"

-0,9 м3, то же для НКТ 2" - 1,05 м3; 6"колонна без НКТ - 1,77 м3; 6" колонна - кольцевое пространство между стенками колонны и стенками НКТ2,5" - 1,35 м3. Объем обсадной колонны

без НКТ принимается в расчет в случае, если подача на устье еще не появилась (НКТ пустые).

Вслучае, если подача не появилась, динамический уровень снижается на меньшую чем указано в таблице величину, а признаки работы пласта отсутствуют, недопустима непрерывная работа УЭЦН более 1 часа (ЭЦН5А - более 0,5 часа).

Столб жидкости над приемом насоса не должен быть меньше 400 метров, снижение уровня ниже этой величины недопустимо (для газопроявляющих скважин эта величина больше и устанавливается НГДУ для различных пластов самостоятельно).

Приток жидкости из пласта определять по восстановлению уровня в скважине после остановки насоса. Если этот приток больше 30 % от номинальной производительности насоса, скважину можно переводить на периодический режим работы с длительностью цикла до 10 часов, с обязательным ежедневным периодическим контролем уровня, дебита и давлений. Для ЭЦН5А приток должен быть не менее 75 % от номинальной производительности.

Длительная (до 10 часов без остановки) работа УЭЦН возможна только при прокачке через насос объема жидкости, соответствующего 30 % от номинальной производительности. Длительная работа УЭЦН без притока из пласта недопустима, время непрерывной работы при этом ограничивается: для двигателей мощностью до 32 КВт - 2 часа, 45 КВт - 1 час, мощностью свыше 45 КВт - 30 минут. Для охлаждения загруженного на 70 % двигателя ПЭД мощностью до 45 КВт диаметром 117 мм достаточно притока из скважины около 13-15 м3/сут, для двигателей такой же мощности диаметром 103 мм - около 27-30 м3/сут. Исходя из этих требований все малодебитные установки (Э-20 и Э-50) должны комплектоваться двигателями габарита 117 мм, а запускать такие

скважины в работу необходимо только после замены жидкости глушения на нефть, для облегчения процесса возбуждения пласта и длительной безостановочной работы УЭЦН.

studfile.net

Подбор УЭЦН к скважине

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

для оборудованных УЭЦН5А - каждые 15 мин; для прочих категорий - ежечасно, до момента выхода на режим.

Вывод на режим осуществляется следующим образом:

Откачку жидкости из скважины с контролем восстановления уровня в ней производят до тех пор, пока система «установка-скважина» не выйдет на режим, то есть пока подача и динамический уровень не будут постоянными при достаточной скорости охлаждения двигателя.

Скважина считается вышедшей на режим работы в том случае, если дебит ее соответствует рабочей характеристике насоса, динамический уровень установился на постоянной отметке и объем жидкости отобранный из скважины равен двум объемам ее обсадной колонны, но не менее 2 объемов использованной при ремонте жидкости глушения. Периодический режим работы не соответствует понятию эксплуатации УЭЦН в нормальном режиме.

Косвенным показателем нормальной работы УЭЦН служит скорость падения

динамического уровня в скважине (при условии что пласт не работает, газа нет). На практике принимаются следующие объемы (м3) 100 метровых участков обсадной колонны: 5" колонна без НКТ - 1,33 м3; 5" колонна - кольцевое пространство между стенками колонны и стенками НКТ 2,5"

-0,9 м3, то же для НКТ 2" - 1,05 м3; 6"колонна без НКТ - 1,77 м3; 6" колонна - кольцевое пространство между стенками колонны и стенками НКТ2,5" - 1,35 м3. Объем обсадной колонны без НКТ принимается в расчет в случае, если подача на устье еще не появилась (НКТ пустые).

studfile.net

Повышение эффективности эксплуатации скважин, оборудованных установками электроцентробежных насосов, в условиях Ванкорского нефтегазового месторождения

Author:

Аникин, Алексей Олегович

Corporate Contributor:

Институт нефти и газа

Кафедра разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений

Scientific Advisor:

Нухаев, Марат Тохтарович

Bibliographic Citation:

Аникин, Алексей Олегович. Повышение эффективности эксплуатации скважин, оборудованных установками электроцентробежных насосов, в условиях Ванкорского нефтегазового месторождения [Электронный ресурс] : выпускная квалификационная работа бакалавра : 21.03.01 / А. О. Аникин. — Красноярск : СФУ, 2017.

Abstract:

Объектом исследования является установки электроцентробежного насоса, работающие в скважинах Ванкорского месторождения, в условиях повышенных осложняющих факторов (повышенный ГФ, КВЧ, обводненность, коррозия, солеотложение, АСПО). Целью данного исследований является повышение наработки на отказ УЭЦН в скважинах Ванкорского месторождения, путем уменьшения влияния осложняющих факторов за счет технологических и технических решений. Данная проблема является актуальной и требует поиска путей решений, поскольку на Ванкорском месторождении наработка на отказ УЭЦН в скважинах составляет в среднем 31-180 суток, что приводит к значительным затратам на ремонтные работы и закупку нового оборудования, а также снижению добычи нефти. В процессе работы были рассмотрены причины преждевременного выхода из строя УЭЦН и применяемые методы на Ванкорском месторождении по их решению. Проведен анализ существующих технологий по снижению влияния осложняющих факторов на работу УЭЦН, а также подобрана новая установка Technologies for Optimizating of Production компании Petro Energy Group и запатентованное защитное устройство скважинной установки электроцентробежного насоса в осложненных условияхс учетом влияния осложняющих факторов. При использовании рекомендуемых технологий и оборудования ожидается увеличение дебита нефти, уменьшение дебита газа и процента обводненности, а также увеличение наработки УЭЦН и снижение экономических затрат связанных с проведением ремонтных работ, спускоподъемных операций, закупкой нового оборудования

elib.sfu-kras.ru

Исследование скважин оборудованных уэцн

31.Виды гидродинамических исследований на скважинах, оборудованных уэцн

32. Назначение и сущность метода исследований на установившихся режимах.

Исследование скважин, оборудованных шгну, уэцн.

Требования безопасности при волнометрировании

Исследование скважин оборудованных УЭЦН

Исследование скважин с УЭЦН.

Поиск по сайту

1. Вывод скважин, оборудованных уэцн, на режим.

Подбор УЭЦН к скважине

Подбор УЭЦН к скважине

Повышение эффективности эксплуатации скважин, оборудованных установками электроцентробежных насосов, в условиях Ванкорского нефтегазового месторождения

Author:

Corporate Contributor:

Scientific Advisor:

Bibliographic Citation:

Abstract:

Смотрите также