Сен 19
Доброго дня всем.
Передо мной ребром стоит вопрос эксплуатации скважины с высогим ГФ, рассматривается вариант ЭЦН + газосепараторы/диспергаторы/мультифазные насосы/ осевые насосы/ струйники/ фазопреобразователи. Прошу Вас поделиться интересными статьями на данную тематику, может есть ссылки на нефтяные журналы (кроме инженерной практики, нефтяного хозяйства, нефтепромыслового дела).
Опубликовано
16 Сен 2019
Активность
38
ответов
4493
просмотра
10
участников
3
Рейтинг
Если вдруг Вы озадачены подобной тематикой, то готов поделиться имеющейся информацией (через некоторое время будет порядка 12 статей из инженерной практики).
а газлифт не рассматривали?
Как вариант спуск насоса ниже интервала перфорации. Для охлаждения двигателя кожух
Статьи с опытом использования можно поискать на onepetro
Месторождение запущено в пром. эксплуатацию, смена способа добычи недропользователем не планируется, больше всего недропользователя интересует, что можно было бы применить вместе с УЭЦН. Для расширения вариантов может и стоило бы рассмотреть, но остро встанет вопрос экономической целесобразности этого.
Благодарю за комментарий. Построю модельку, сайт гляну.
https://www.onepetro.org/conference-paper/SPE-192028-MS
Благодарю !
Если скважина с большим давлением, диаметр ствола побольше бурите. На ЭЦН устанавливаете цикличный включатель. В зависимости от уровня жидкости в стволе, ЭЦН будет периодически включаться и отключаться.
Вот это можно посмотреть
Благодарю, сейчас почитаю.
прошу выслать информацию на reliy0505@gmail.com
Доброй добычи всем !!
Коллеги, необходим совет
Эксплуатируем скважину УЭЦН 50/1700 с газосепаратором.
Работа на частоте 49,5 Гц.
УЭЦН спущен на глубину 2300м
Дебит на уровне 38-42м3/сут - безводная
Давление по ТМС на приеме 56-57атм
Затрубное 12-14 атм
Устьевое 9-10 атм
Штуцер 6 мм
Газ фактор 154 м3/м3
Факторы:
Динамический Уровень отбить не можем (некорректно) СУДОС и МИКОН;
При повышении давления в затрубе растёт давление на приеме УЭЦН.
Вопрос:
1. Как корректно замерить Ндинамич чтобы понять почему давление на приеме ростет с увеличением давления в затрубе-?
2. Что лучше предпринять для устранения эффекта «пены» в затрубе-?
Заранее всем спасибо!!!
С моей точки зрения, "пену" устранять нет необходимости. С появлением ТМС устойчиво работающих отбивка уровней - вспомогательный фактор. Нужно коррелировать ток нагрузки ПЭД для каждого вида оборудования с подачей и давлением на приеме. Можно учитывать еще и темепературу, но это не главное. Имея информацию "подача-ток-загрузка ПЭД-давление на приеме" можно длительно эксплуатировать установку в оптимальном (для данных скважинных условий) без риска ее отказа и, тем более, "полета" (неважно, по УЭЦН или НКТ). По вашим данным уровень должен быть, примерно, 1900 метров. Чтобы сказать точнее, нужно знать модель ПЭД, ток нагрузки, загрузку ПЭД и плотность нефти. Еще вопрос - почему с напором 1700 вы спускаете его на такую глубину? Навскидку, напор такой установки должен быть в районе 2500. А текущий забой и ИП (нижние дыры) какие?
Судя по вашим параметрам установка работает нормально. Можно даже увеличивать частоту до максимальной, компенсируем часть недостатка напора. Что вас тревожит? Пусть себе работает на здоровье!
У вас вызывало тревогу повышение давления в затрубе. На мой взгляд - все в порядке. На всякий случай опишите динамику роста давления в затрубе и на приеме.
Да, работает пока без проблем. Давление на приеме ниже 50 не хотел опускать. Да и нестабильно сейчас начала себя вести скважина. Если ранее давление держалось, то при 50Гц уже такой стабильности нет. На приеме давление "гуляет" 55-58 атм. Тенденция в сторону снижения давления
Это нормальное явление, здесь тревожиться не нужно. Защита ЗСП у вас выставлена на сколько?
ЗСП у вас должно срабатывать для данной установки и ПЭД при токе 14,5-15А. Если 45% вы берете от рабочего текущего тока, то защита у вас не работает (у данного ПЭД ток х.х. примерно 9-10А). Это означает, что при снижении подачи ниже критического значения вы рискуете получить, как минимум, слом вала, эллипс колес, и оплавленный кабель. Как максимум (в зависимости от прдолжительности истепени регламентных действий при расклинивании УЭЦН), "полет".
45 атм, это имеется ввиду давление на приеме УЭЦН, при котром произойдет его остановка
А по току защита какая?
Мало. Нужно не менее 14.5А
Возможно, она начнет отключаться по ЗСП. Это, как раз, повод ее дополнительно исследовать и понять границу допустимого предела эксплуатации. По давлению на приеме труднее, чем по току.
Опыт показывает, что мало. Правильных вычислений пока в природе нет. Есть рекомендации заводов по первичной установке защиты 15% от рабочего тока после ВНР. Но эта схема предполагает оптимальную загрузку системы. На практике мы часто сталкиваемся со снижением подачи и дальнейшим букетом проблем (отсутствие подачи, грехи бедных, ни в чем неповинных НКТ, ОК, клины, валы, "полеты" и т.д.). Мучаем установки регламентыми действиями. В настоящее время мы детально изучаем схему зависимости параметров и ищем границу отказов. Как только рабочий ток снижается до уровня 70-80% от тока х.х., должна начинаться скрупулезная дистанционная (телеметрией сейчас вооружены практически все) работа по изучению нижней границы допустимого тока. Соответственно, анализируется соотношение подачи, давление на приеме или Нд, загрузка, температура ПЭД (как вспомогательный фактор).
Вот потому и не увожу параметры работы, в частности давление на приеме УЭЦН ниже 55 атм дабы как можно дольще держать стабильный режим эксплуатации УЭЦН
Пласт ЮВ1? Обводненность небольшая?
Пласт D3jar, обводненность до 1%
Береговое?
не, "КОМИки" мы )))
Я понял.
Интересно уточнить у автора, как же определен такой немаленький напор? Одно дело - перекачивать чистую воду с сильным противодавлением системы сбора и отсутствем давления на приеме, другое - безводную нефть.
Даже без учета разгазирования в НКТ и принимая плотность нефти почти в стандартных условиях (0.8) необходимый напор для приведенных условий равен: 2300-(56-10)*10/0.8 = 1725.
А с учетом такого большого кол-ва газа, облегчающего нефть - и того меньше. Тут скорее непонятно зачем на скажине почти не работающий штуцер. А пену при стабильно работающем газосепараторе все равно никак не устранить.
Это из практики. Чем больше напор, глубина спуска и мощность ПЭД, тем более устойчиво и стабильно работает установка. Проблем меньше, особенно, если не учитывать экономию в три рубля при "повышенном" расходе электроэнергии. Устранение пены не есть главная задача при эксплуатации ЭЦН. Тем более, что живьем эту пену никто и никогда не видел.
Живьем нет, на плотномере видел. уровень бьется от плотности 0,2 г/см3.
Добрый день, просьба выслать эти статьи на почту g.gd.88@mail.ru
Заранее спасибо!!!
И еще хотел спросить, есть ли у кого данные или еще лучше какие-то исследования на тему применения ЭЦН и ЭЦН+ГС в наклонно-направленных и горизонтальных скважинах. Может быть, промышленный опыт. Также заранее спасибо!