ЛЮДИ!!! 
Жизненно необходимо решение проблемы: нужны формулы для расчета объема закачек агента (в отдельности газа и воды по циклам). КАК разделить общую добычу агента на газ и воду; какой объем газа и воды в отдельности закачать в свой период... - это уже получается запутанно. Расчет делала по статьям, но никак не могла выйти на данные параметры (при расчитанных остальных). На работе огромные неприятности (вплоть до сокращения!): продолжительное время моему пониманию не поддается эта задача (конкретно указанная - остальные расчеты готовы). Все статьи касательно темы многоув. Лысенко В. Д. пересмотрела. Его книга с расчетом "Инновационная разработка нефтяных месторождений", 2000 мне недоступна. Может кто сможет мне выслать отсканированные страницы (глава 2)?! Или кто ознакомлен уже с данным МУН и может подсказать решение?!
ПОМОГИТЕ!
ЗЫ В долгу не останусь!
Теперь что называется вернемся к техническим баранам.
В добавок к этому, все мультифазкикио которых я знаю работают на нефти с газом или хотябы на углеводородной жидкости т.е. это и смазка и охлаждение и запирающая жидкость в одном лице, что будет с мультифазником на воде с газом я не знаю, но сомневаюсь что что нибудь хорошее. Теперь немного посчитаем 25 000 в пл. у. будет 114 кубиков, если мы берем самое маленькое из оптимального диапазона газосодержание, то это будет 25%, тогда воды должно быть 342 кубика. газа при 5 атмосферах соответственно 5 000. т.е. на вход мультифазника поступает ВГС с содержанием газа 93,6% !!!!!! Как такая хрень должна работать ума не приложу! Тут не 8 МВт а гораздо большими энергозатратами попахивает, в таких условиях даже если мультифазник будет работать, может быть не факт возможно его КПД врат ли будет больше 10%. Короче бред, похоже что где то ошибка. Кто нибудь точно занет?
Я за десять лет в нефтянке прошел путь до зам нач деп не отходя далеко от типа науки и передовой техники, и за все эти годы я ни разу не слышал ни о татарских мультифазниках ни о мультифазнике с указанными выше параметрами работы. Если я не прав прошу поправить не обижусь
две схемы с мультифазником и бустером и на базе струйников, за последние выступал упомянутый ранее тобой зацепин, со слов орлова, поскольку мультфазник - идея максутова
На базе струйников скорее всего наша.Бустеры интересовали некоторых специалистов РИТЭКа, они даже являются авторами патентов с их (бустеров) участием.Струйник работает при маленьком содержании воды в смеси, остальная вода смешивается в бустере.
У меня в моей базе данных есть такой документ Заявка на изобретение "способ нагнетания водогазовой смеси" Авторы Савицкий Н.В., Борткевич С.В., Стрижев И.Н., Дроздов А.Н., Сафиуллина Е.У., Терентьева О.А. RU2003133235 Е21В43/20. По статье действительно промашка, проверил есть статья Савицкий, Сафиуллина ... и есть Диссертация Сафиуллиной под руководством Дроздова, в моем восприятии они слились
пропустил пост. Дроздов сказал что его как-то звали автором этого патента, но этот патент так и остался заявкой.А Сафиуллина Елена работала у нас, но немного пересекалась и с Борткевичем.
Послал...
Струйник работает при маленьком содержании воды в смеси, остальная вода смешивается в бустере
В смысле мультифазник илии ты о чем?
Струйник работает при маленьком содержании воды в смеси, остальная вода смешивается в бустере
Может быть, но не уверен...
Тут к стати у меня к тебе вопрос, насколько ты знаком с этим проектом, поскольку по словам орлова и зацепина выходит, что восточно перевальное чить ли не лучший проект в отечественной практике вообще, по крайней мере логическая стройность предпосылок и способов реализации прослеживается, иными словами концепция проведения ВГВ в данных условиях совершенно логична. Меня же что-то гложат сомнения по поводу того что "ВП - лучший в мире проект ВГВ", поэтому если есть какая доп. информация, пока не пришел официальный ответ, буду рад услышать.
эжеторная система в РИТЭКЕ действительно паралельно с мультифазником рассматривалась, но не ваша
Уж не Крючковский вариант?
работоспособность центробежных насосов на водогазовой смеси пусть даже с павом. Тут он мне порекомендовал сравнить статьи по этому поводу написанные совместно керосинкой и новометом и только новометом. Опибликовано года 2 - 3назат в нефтепромысловом деле.
У нас постоянно-действующий договор с ЗАО Новомет, по нему я например являюсь научным сотрудником РГУ. Тема договора, который продляется уже наверное лет 6-7, - испытание насосов, газосепараторов, диспергирующих устройств на воде, водогазовых смесях, растворах ПАВ. Результаты исследований, часто даже опубликовываются новометовцами. Причем испытания насосного оборудования на водогазовых смесях в условиях приближенных к реальным не проводят в России нигде, а за рубежом они сильно упрощены.
Дожимающие водогазовую смесь насосы, если они предусмотрены в схемах, защищены не только ПАВ, но и размерами пузырьков (чем меньше, тем лучше работает насос), а также и конструкцией ступеней (в том числе могут вводиться и диспергирующие предвключенные). В этих условиях возможна работа насоса на газосодержании 50%.
Кстати как выяснилось по среднему хулымы мы оба были не правы, там мультифазник работает в цикле
Я это видел по схеме, но, наверное, не смог объяснить или забыл.
Насколько мы знаем достать информацию о проектах наших нефтяных компаний почти невозможно.Мне с большим трудом удалось достать информацию по Хулыму, по Восточно-Перевальному почти ничего нет. Вся информация черпается из: статья в НХ и из нескольких политических (например с Кокоревым). По статье в НХ у меня появилась мысль, что то снижение приемистости, которое Зацепин объясняет гидратами, это снижение за счет плохого расклинивания пласта газом. Пласт насколько я знаю порван, при переходе на закачку газа он смыкается.
Пока он "самый лучший" только потому, что про него ничего не известно, кроме политики.
НЕВЕРЮ!!!!! 25 процентов допустимо, ну 35% при благоприятны режимах и для насосов со спец. диспергирующими ступенями типа ВВНов, (при этом потеря напора в разы!!!) но 50!!! ни в жисть не поверю! даже посейдон фактически на таких газосодержаниях не работает. Я дал заказ в инф. отдел на упомянутые статьи прочитаю скажу что думаю. Кстати ты пропустил вопрос про регулирование я его не зря поставил на первое место, с моей точки зрения он самый главный.
Я что-то упистил из виду вопрос как у вас дела с ритеком сейчас, зацепин упомянул что у вас там сохранился лоббист, правда в более низкой должности вроде кто-то из учеников Дроздова, случайно не защищавшийся по водогазу егоров?
По статье в НХ у меня появилась мысль, что то снижение приемистости, которое Зацепин объясняет гидратами, это снижение за счет плохого расклинивания пласта газом. Пласт насколько я знаю порван, при переходе на закачку газа он смыкается.
Я знаю эту статью, помню графики, по динамике первое что приходит в голову это именно гидрат, не совсем понял как ты себе представляешь использовать для объяснения этих пичков давления расклинивающий эффект газа, пожалуйста поподробнее.
Пока он "самый лучший" только потому, что про него ничего не известно, кроме политики.
Нашел еще одну статью: Ваньков А., Нургалиев Р.Схема закачки водогазовой смеси в пласт с утилизацией попутного нефтяного газа Технологии ТЭК 2007 №5. Как раз про восточно перев. и средний хулым. Есть парочка здравых мыслей.
НЕВЕРЮ!!!!! 25 процентов допустимо, ну 35% при благоприятны режимах и для насосов со спец. диспергирующими ступенями типа ВВНов, (при этом потеря напора в разы!!!) но 50!!!
И тем не менее..
Кстати ты пропустил вопрос про регулирование я его не зря поставил на первое место, с моей точки зрения он самый главный.
это?
согласованность работы разных ступеней в условиях меняющихся характеристик источника газа и нагнетательной скважины
Во время изменения рабочих параметров придется конечно кое-что "поправить". Очень пригодятся частотники на ЭЦНах.
Я что-то упистил из виду вопрос как у вас дела с ритеком сейчас, зацепин упомянул что у вас там сохранился лоббист, правда в более низкой должности вроде кто-то из учеников Дроздова, случайно не защищавшийся по водогазу егоров?
Сейчас есть один договор с РИТЭКом, кажется испытание оборудования на вязких смесях. Я им не занимаюсь, поэтому плохо знаю.Егоров там точно не работает, да и вообще ученики Дроздова в РИТЭКе отсутствуют, поэтому даже не знаю что ответить. Может быть наши лоббисты - это ругательство какое-то в РИТЭКе?
Про статью Ванькова и Нургалиева просто забыл.
По поводу пичков - мне кажется закачка идет при забойном давлении близком к давлению разрыва(жалко в статье шкала давления без обозначений).Закачка водогазовой смеси с крупными пузырями на забое переходит в закачку попеременных оторочек воды и газа, и пласт то приоткрывается (оторочка воды), то смыкается (накопление газа в прискважинной зоне).А так подозрительно выглядит, что-то больно циклично гидрат откладывается и срывается (опять же откуда? со стенок? или в поровых каналах ПЗС?).
Цитата
НЕВЕРЮ!!!!! 25 процентов допустимо, ну 35% при благоприятны режимах и для насосов со спец. диспергирующими ступенями типа ВВНов, (при этом потеря напора в разы!!!) но 50!!!
И тем не менее..
И тем не менее не верю, мне нашли статью о которой я вчера упоминал Гнлев, Рабинович Особенности работы ступеней погружных насосов на смесях вода - воздух Нефтепромысловое дело 9/2006. Здесь даны характеристики напора от газосодержания для трех типов насосов ЭЦН, ВНН и ЦОН. Соответственно максимальные газосодержания равны 22, 30 и 36 % при этом напор всего 0,2 от номинального ! А если выбирать из напора 0,8 от максимального то допустимые газосодержания соответственно 12, 20 и 22%. И это данные производителя,! рабинович там вообще помоему зам генерала, так что я не думаю, что они стали бы занижать характеристики своих насосов. Другие насосы я вообще не рассматриваю, т.к. по нашему опыту эксплуатации новометовские лучшие из всех отечественных. Так что извени но 50% это из области фантастики.
Во время изменения рабочих параметров придется конечно кое-что "поправить". Очень пригодятся частотники на ЭЦНах.
Меня больше волнует не придется ли что то менять в струйниках, мне никто не может ответить насколько они чувствительны к изменению давления и расхода газа на входе и изменению давления на выходе, поскольку ты специализируешся именно на струйниках прошу максимально подробно ответить на этот вопрос.
Меня больше волнует не придется ли что то менять в струйниках, мне никто не может ответить насколько они чувствительны к изменению давления и расхода газа на входе и изменению давления на выходе
При увеличении подпора газа (пассивного потока) увеличивается коэффициент инжекции, струйник начинает откачивать больше газа тем же расходом воды.
даны характеристики напора от газосодержания для трех типов насосов ЭЦН, ВНН и ЦОН. Соответственно максимальные газосодержания равны 22, 30 и 36 %
Насколько я помню значения был получены на воде и газе? А я упоминал еще ПАВ, и предвключенный диспергатор (это не ступени ВНН или ЦОН, а динамический диспергатор), кроме того часть пакета ступеней большей производительности (на них вредное влияние газа сказывается в меньшей степени).
Насчет поровых каналов ПЗС я вообще-то пошутил.
По гидратам твои доводы достаточно убедительны. Откуда ты взял 5% воды? Я не помню этой величины в статье.
А если давление на входе упадет, отключтся какой-то куст или увеличится отбор газа на др. нужды? А что произойдет, если увеличится сопротивление (давление) на выкиде, т.е. какой-то дурак задвижку крутанул или что подобное.
При падении давления на входе будет откачиваться газа меньше, система будет работать с лучшим КПД
По второму вопросу сложнее: если сечение перекрылось не сильно, то ничего критического произойти не должно.
Название графика из указанной статьи, цепирую "Изменение напора насосов от газосодержания на входе в среде вода-ПАВ-воздух". Ступени большей производительности, имееш в виду конусный насос? Динамический диспергатор кавитационного типа?
Да, я имею в виду коническую компоновку.Диспергаторы есть нескольких типов.Один из них - предпочтительнее - в патенте 2315859. Наверное это и есть то, что ты называешь кавитационного типа.
5% из статьи зацепин черников "...объемное содержание воды в газожидкостном потоке примерно до 5% (максимально до 1 - 2%) при условиях нагнетания" стр. 45.
Статья просто отвратительно "читабельна". 5%(1-2%) - это единственная конкретная цифра в ней.И ни схемы, ни нормального объяснения. Фото просто супер.
Я когда первый раз читал, 2 часа "втыкал" как происходит закачка.Трудно удержать это в голове. 5% - на выходе из бустера? Сколько в пласте? Почему не закачивать только газ? Кстати, я слышал АНТ работает плохо при высоких давлениях, это соответствует истине?
Про АНТ не знаю вообще ничего, у нас работает несколько плунжерных насосов в системе ППД но они качают воду и помоему пермского производства.
ответил
прочитал возник уточняющий вопрос, отправил
Электронной версии нет
Легко, только давай другой адресс, у нас корпоративная политика, письма на mail.ru не отправляются.
Пришлите мне стать по схемама реализации насосно-эжекторной системы.
У меня в системе ППД давление 185 кгс/см2(какая схема больше всего подходи), я хочу полность утилизировать газ который сжигается на факеле(давление 1,5 кгс/см2 расход 1350 м3/час). Что подойде для данных параметров?
Я хочу реализовать схему(смотри рисунок), она будет работать?
Основная выгода - прирост нефтеотдачи, по сравнению с ней цены сепараторов, газ. якорей - ничто (тем более на большинстве скважин уже есть оборудование для работы с газом)
Побочная - не нужно деньги платить за сжигание ПНГ
Упомянутую статью отправил,
Описанная там схема обнозначно тебе не подойдет, что бы говорить о том что годится тут нужны более подробные сведения о месторождении, приемистость нагнетательных скважин (при каком давлении на устье), средняя проницаемость пласта, глубина залегания, газовый фактор продукции скважин (т.е. на нефть и на жидкость целиком), неоднородноть пласта и мощность, вязкость нефти. Пока так на глаз, вся система тебе обойдется от 25 до 50 млн. руб. И собственно говоря ты откуда (какая компания) и всвязи с чем возникли эти вопросы.
А насчет затрат, очень крупное зерно правды в твоих словах есть.
Ты что-то переборщил с эмоциями в ответе, мы с тобой это уже обсуждали, что если брать комплексное обустройство месторождения под ВГВ, то затраты будут вполне сопоставимы с экономическим эффектом. Расти правильно говорит, что скорее всего придется изменять систему добычи начиная от внутрискважинной компоновки и заканчивая расширением мощностей по подготовке. Что касается "не нужно деньги платить за сжигание ПНГ" то это такие копейки, что даже вспоминать об этом не стоит, зато тут есть другая фишка, новая страшилка, за неисполнение обязательств по проценту утилизации ПНГ грозят отбирать лицензию на разработку, а вот это уже серьезно.
Честно говоря бывают эжекторы КПД больше 60?(в предлагаемом варианте нужен большой КПД эжектора).
Привет, Игорь! Телков А.П. (кажется Алексей Прокофьевич) - мне не родственник, во всяком случае очень неблизкий. Он в Тюменском нефтегазовом работал раньше, сейчас не знаю.
Скоро грозятся поднять штрафы за сжигание в десятки раз, поэтому я все рассуждаю в перспективе, да и цена на нефть все время растет (пусть и в долларах). А насчет лицензий согласен на все сто: думаю на маленькие компании скоро будет прямо охота, а большие откупятся, либо льготы получат, одна Компания вообще останется без последствий.
Было бы неплохо, если бы ты всетаки привел упомянутые мной данные по пласту, ну да ладно, пока поговорим по тому, что уже есть. Кпд ижектора абсолютный достигнутый предел 43 - 45%, без учета КПБ привода. Теперь конкретно по твоей схеме, во превых при такой компоновке подача ПАВ тебе совершенно не нужна, даже более того - вредна. То, что остается, во первых упомянутый тобой объем газа легко загоняется в 1 - 2 скважины, так-что чтобы избежать лишних расходов тебе стоит ориентироваться на т.н. "индивидуальную кустовую закачку". При такой схеме на устье давление у тебя будет примерно 60 атм. а содержание газа в пластовых условиях не выше 3%, тебя это устраивает? Кстати тут предложение для всех, кто в этом хоть что-то понимает, давайте обсудим минимальное содержание газа в смеси для получение хоть кокого-то эффекта. Наиболее реальная и надежная в твоих условиях схема может/должна выглядеть как последовательно установленные винтовой компрессор "казанькомпрессормаш" и бустер "синергия" и та и другая компании есть в интернете со всеми своими изделиями, так-что подобрать можно спокойно, тем более для доклада, а не для реального проекта.
ГПЗ - идеальный вариант (и к тому же самый дешевый!), единственный вопрос, есть ли у них свободные мощности.
Привет, Игорь! Телков А.П. (кажется Алексей Прокофьевич) - мне не родственник, во всяком случае очень неблизкий. Он в Тюменском нефтегазовом работал раньше, сейчас не знаю.
Скоро грозятся поднять штрафы за сжигание в десятки раз, поэтому я все рассуждаю в перспективе, да и цена на нефть все время растет (пусть и в долларах). А насчет лицензий согласен на все сто: думаю на маленькие компании скоро будет прямо охота, а большие откупятся, либо льготы получат, одна Компания вообще останется без последствий.
Я тут как-то подсчитал, чтобы стимулировать интерес компаний к ВГВ с использованием ПНГ надо штрафы поднять в 263 раза примерно по условиям ЗС, не думаю что такой резкий скачек будет. Интересно а кого ты назвал Компанией с большой буквы "Р" или "Г"
Кстати посмотри мой ответ Ивану там достаточно актуальный вопрос затронут.
Люди помогите с рачетами оторочек в ВГВ, нужны расчеты коэффициентов вытеснения нефти газом и водой, а что эффективней попеременная закачка газа и воды или совместная?
Насчет стимулирования - посмотрим, чего уж вилами на воде писать.
Актуальный вопро- про минмальный коэффициент газосодержания в пластовых условиях? Мое мнение: при нагнетании газа прирост КИН будет линейно зависеть от значения газосодержания. При каком-то пороге газосодержания 20-25% КИН больше расти не будет (все размышления по сравнению с заводнением).
Пралььььно, как говорил великий кот матроскин... почти. Будет увеличиваться почти по линейному закону коэффициент вытеснения, а КИН в целом это еще и коэффициент охвата, кто-нибудь нашел методики как это оценить?
При смешивающемся вытеснении Квыт=95-98%
При несмешивающемся сильно завсит от межфазного натяжения, смотри SPE 3617, т.е от давления
В модели Стоуна (самой известной) остаточная нефть зависит от насыщенности пойманным газом, Sor = Sor*-aSgtd
Sor*-после заводнения, Sgtd- насыщенность пойманным газом, определяетяс уравнением ланда. Короче целая теория, и это только по вытеснению, а что с охватом...
Все для переменной закачки.
Кто знает для Одновременной?
Форма залежи, ФЕСа, Однородность/неоднородность, состав газа, давления, температуры, да и еще много чего влияет на эту хрень (эта хрень - наш Кохв=заграничный Кохв по площади х заграничному Кохв по толщине).
Про основной технологический эффект согласен - поэтому и сказал про неоднородность, форму, ФЕС, термобарические условия
Добрый день
По поводу обмена литературы, очень хотел бы ознакомиться с диссертациями Лискевича и Kulkarni
Со своей стороны могу предложить диссертации Егорова, Макатрова, Вафина, Ямбаева и Зарипова
Случайно не у кого нет диссертации B. Dindoruk?
Я в свою очередь могу предложить диссертацию Kulkarni, а также Сафиуллиной Е.У."Разработка способов приготовления и нагнетания водогазовых смесей для воздействия на нефтяной пласт".И если у тебя диссертация Егорова сканированная, могу предложить оригинал в формате pdf.
И.Баринову.
В целом согласен, однако эти свойства относятся к гидродинамике смеси в трубопроводах и скважине, а что дает именно мелкодисперсная смесь для пласта? Кстати гидратообразование для водогазовой смеси где воды больше чем газа - не проблема, как следует из литературы.
Ты это по этому графику решил? Меня настораживает левая зона, что там за рисунком.гидраты.bmp
Страницы