Плунжер лифт вполне себе работающая технология, у нас было 5 установок. Расчет простой, делался по номограммам, поставляемым вместе с оборудовнием.
так, а подробнее можно узнать какие условия эксплуатации были.. и почему "БЫЛО"?? счас они не работают? Вот номограммы вместе с оборудование поставляются, а как изначально подобрать оборудование к скважине самому?? есть расчеты?
так, а подробнее можно узнать какие условия эксплуатации были.. и почему "БЫЛО"?? счас они не работают? Вот номограммы вместе с оборудование поставляются, а как изначально подобрать оборудование к скважине самому?? есть расчеты?
Когда увольнялся с промысла 10 лет назад, еще работали, сейчас не знаю. Расчеты встречал в какой-то лохматой книжке 60-х годов издания, сейчас их у меня точно нет. Сама по себе номограмма напоминает кривую вида 1/Х, по осям глубина и расход газа, под каждый диаметр НКТ рассчитывается своя кривая.
По условиям эксплуатации. Поскольку нефтегазоконденсатное месторождение разрабатывалось как нефтяное, то основной целью была добыча жидкости из скважин с высоким ГФ, по сути поднимали конденсат с забоя. Работает хорошо, только период освоения затягивался, т.к. сваба не было, а компрессирование эффект давало слабый, приходилось по паре недель скважину дергать, чтобы заставить жидкость в НКТ двигаться. Второй целью применения была борьба с парафинами, тоже весьма эффективно, для этого пунжер заставляли летать 2 раза в сутки.
Когда увольнялся с промысла 10 лет назад, еще работали, сейчас не знаю. Расчеты встречал в какой-то лохматой книжке 60-х годов издания, сейчас их у меня точно нет. Сама по себе номограмма напоминает кривую вида 1/Х, по осям глубина и расход газа, под каждый диаметр НКТ рассчитывается своя кривая.
По условиям эксплуатации. Поскольку нефтегазоконденсатное месторождение разрабатывалось как нефтяное, то основной целью была добыча жидкости из скважин с высоким ГФ, по сути поднимали конденсат с забоя. Работает хорошо, только период освоения затягивался, т.к. сваба не было, а компрессирование эффект давало слабый, приходилось по паре недель скважину дергать, чтобы заставить жидкость в НКТ двигаться. Второй целью применения была борьба с парафинами, тоже весьма эффективно, для этого пунжер заставляли летать 2 раза в сутки.
А в чисто газоконденсатных нет опыта применения?? для выноса жидкости с забоя работает ?? не вкурсе?
А в чисто газоконденсатных нет опыта применения?? для выноса жидкости с забоя работает ?? не вкурсе?
Многие вопросы, связанные с темой - плунжер лифт и другие методы выноса жидкости из газовых скважин подробно рассматриваются в книге "Эксплуатация обводняющихся газовых скважин" Дж. Ли, Г. Никенс, М. Уэллс. Можно зайти по ссылке:
Если есть примеры реальной работы поделитесь опытом пожалуйста и расчетами
Есть статья SPE 124571 - Plunger lift dynamic characteristics in single well and network system for tight gas well deliquification - 2009 г. Статья касается расчетов плунжерного лифта. Не могу опубликовать ее здесь, т.к. это нарушение копирайта, а у нас с этим строго.
Наверно уже не актуально, но на всякий случай. У нас в цехе работает 11 скважин с плунжер-лифтом. Причём конструкция не от канадцев, слепили сами. По первой скважине наработка уже около 8 лет, правда работают в нефтяных. На газовых нет нижнего кольца, поэтому внедрить без ТРС не получилось.
очень даже актуально, можешь кинуть инфу какая есть. надо обдумать эту тему,.. какие граничные условия. при каких условиях экономика положительная будет?
Наверно уже не актуально, но на всякий случай. У нас в цехе работает 11 скважин с плунжер-лифтом. Причём конструкция не от канадцев, слепили сами. По первой скважине наработка уже около 8 лет, правда работают в нефтяных. На газовых нет нижнего кольца, поэтому внедрить без ТРС не получилось.
Где-то был расчёт в екселе.
И шкаф управления тоже сами лепили.....если не сложно поподробнее....
Технология внедрялась как альтернатива скребкованию АСПО. Фонд периодический, дебиты 1-8 м3 за цикл. ГФ 100-350 м3/т, В-0,5-50% об. Глубина от 1500 до 2100 м. На всех скважинах установлены устьевые штуцера, диаметр подбирался индивидуально, от 10 до 17 мм. Шкафа управления нет, оператор открывает линейную задвижку и после прихода плунжера и обязательной его промывки, закрывает. Подъём от стоп-кольца до устья от 12 мин до 1 часа, время для данной скважины стабильно. Падает до кольца 2-2,5 часа. По дебитным скважинам 2 раза в сутки. По экономике ничего не скажу, всё внедрялось силами промысла, на действующем фонде. Бывают отказы, плунжер подвисает, начинаются ранние приходы. Ловят на центральную задвижку арматуры, извлекают через лубрикатор. Чистят парафинорезом на 0,5 мм большего диаметра и "сбрасывают" плунжер. Да, диаметр плунжера 57-58 мм.
Давление на устье? В НКТ от 20 до 80 ат. Но это не определяет, главное, что скважина фонтанирует. При работе даёт за цикл чуть больше нефти, чем накапливается в НКТ выше нижнего ограничителя. Отбиваем уровень в НКТ, пересчитываем на жидкость и сравниваем с текущим дебитом. Это если один цикл. Оговорюсь, все скважины из периодики.
По конструкции свои доработки, в принципе есть чертёж. Но одно но. Конструкция не регестрировалась, работаем на свой стах и риск. ПТО вроде загорелось, но я не захотел заниматься. Кто доволен, так это операторы добычи, самые удобные скважины в обслуживании.
так, а подробнее можно узнать какие условия эксплуатации были.. и почему "БЫЛО"?? счас они не работают? Вот номограммы вместе с оборудование поставляются, а как изначально подобрать оборудование к скважине самому?? есть расчеты?
Когда увольнялся с промысла 10 лет назад, еще работали, сейчас не знаю. Расчеты встречал в какой-то лохматой книжке 60-х годов издания, сейчас их у меня точно нет.
Сама по себе номограмма напоминает кривую вида 1/Х, по осям глубина и расход газа, под каждый диаметр НКТ рассчитывается своя кривая.
По условиям эксплуатации. Поскольку нефтегазоконденсатное месторождение разрабатывалось как нефтяное, то основной целью была добыча жидкости из скважин с высоким ГФ, по сути поднимали конденсат с забоя. Работает хорошо, только период освоения затягивался, т.к. сваба не было, а компрессирование эффект давало слабый, приходилось по паре недель скважину дергать, чтобы заставить жидкость в НКТ двигаться.
Второй целью применения была борьба с парафинами, тоже весьма эффективно, для этого пунжер заставляли летать 2 раза в сутки.
А Месторождение это Тагринское. в 45 км от г Радужного. Совершенно верно, но эффект слабый, и применялся он большей частью безграмотно , со слабым подходом, большей частью чел фактор.
На самом деле рынок плунжерных лифтов в РФ практически отсутствует. Опыт почти нулевой. Кроме Везерфорда пожалуй и нет никого толком, да и у них пара скважин.
Руслан, есть несколько существенных вопросов.
1. Одна из основных причин по которым плунжерный лифт в России не работает, это качество НКТ. Плунжера застревают. Если НКТ старое, то здесь я вообще не понимаю, что делать (а в Вашем случае вы ее менять не планируетет насколько я понимаю). Кроме того профиль скважины наклонный и глубина достаточно большая, это тоже накладывает дополнительные сложности.
2. Арматура должна иметь практически милиметр в милиметр одинаковый проход с внутренним диаметром НКТ, иначе плунжер там будет застревать.
Мне кажется в Вашем случае есть смысл подумать о переодической добыче. На практике это установка клапана на добычную линию, то есть тот же плунжерный лифт, но без плунжера извиняюсь за тафтологию. Дебит по скважине у Вас большой, НКТ 73, воды нет, должно работать.
Мы достаточно широко применяем на истощеных газовых скважинах. Результат работы практически не зависит от состояния НКТ. Сейчас есть большой выборо плунжеров для разных условий.
так, а подробнее можно узнать какие условия эксплуатации были.. и почему "БЫЛО"?? счас они не работают? Вот номограммы вместе с оборудование поставляются, а как изначально подобрать оборудование к скважине самому?? есть расчеты?
Когда увольнялся с промысла 10 лет назад, еще работали, сейчас не знаю. Расчеты встречал в какой-то лохматой книжке 60-х годов издания, сейчас их у меня точно нет.
Сама по себе номограмма напоминает кривую вида 1/Х, по осям глубина и расход газа, под каждый диаметр НКТ рассчитывается своя кривая.
По условиям эксплуатации. Поскольку нефтегазоконденсатное месторождение разрабатывалось как нефтяное, то основной целью была добыча жидкости из скважин с высоким ГФ, по сути поднимали конденсат с забоя. Работает хорошо, только период освоения затягивался, т.к. сваба не было, а компрессирование эффект давало слабый, приходилось по паре недель скважину дергать, чтобы заставить жидкость в НКТ двигаться.
Второй целью применения была борьба с парафинами, тоже весьма эффективно, для этого пунжер заставляли летать 2 раза в сутки.
понятно .... будем искать
КЛК от Канадцев.
Наверно уже не актуально, но на всякий случай. У нас в цехе работает 11 скважин с плунжер-лифтом. Причём конструкция не от канадцев, слепили сами. По первой скважине наработка уже около 8 лет, правда работают в нефтяных. На газовых нет нижнего кольца, поэтому внедрить без ТРС не получилось.
Где-то был расчёт в екселе.
очень даже актуально, можешь кинуть инфу какая есть. надо обдумать эту тему,.. какие граничные условия. при каких условиях экономика положительная будет?
Наверно уже не актуально, но на всякий случай. У нас в цехе работает 11 скважин с плунжер-лифтом. Причём конструкция не от канадцев, слепили сами. По первой скважине наработка уже около 8 лет, правда работают в нефтяных. На газовых нет нижнего кольца, поэтому внедрить без ТРС не получилось.
Где-то был расчёт в екселе.
И шкаф управления тоже сами лепили.....если не сложно поподробнее....
Технология внедрялась как альтернатива скребкованию АСПО. Фонд периодический, дебиты 1-8 м3 за цикл. ГФ 100-350 м3/т, В-0,5-50% об. Глубина от 1500 до 2100 м. На всех скважинах установлены устьевые штуцера, диаметр подбирался индивидуально, от 10 до 17 мм. Шкафа управления нет, оператор открывает линейную задвижку и после прихода плунжера и обязательной его промывки, закрывает. Подъём от стоп-кольца до устья от 12 мин до 1 часа, время для данной скважины стабильно. Падает до кольца 2-2,5 часа. По дебитным скважинам 2 раза в сутки. По экономике ничего не скажу, всё внедрялось силами промысла, на действующем фонде. Бывают отказы, плунжер подвисает, начинаются ранние приходы. Ловят на центральную задвижку арматуры, извлекают через лубрикатор. Чистят парафинорезом на 0,5 мм большего диаметра и "сбрасывают" плунжер. Да, диаметр плунжера 57-58 мм.
Ещё бы давления, до какого набирали при открытии
И конструкцию плунжера.....
Давление на устье? В НКТ от 20 до 80 ат. Но это не определяет, главное, что скважина фонтанирует. При работе даёт за цикл чуть больше нефти, чем накапливается в НКТ выше нижнего ограничителя. Отбиваем уровень в НКТ, пересчитываем на жидкость и сравниваем с текущим дебитом. Это если один цикл. Оговорюсь, все скважины из периодики.
По конструкции свои доработки, в принципе есть чертёж. Но одно но. Конструкция не регестрировалась, работаем на свой стах и риск. ПТО вроде загорелось, но я не захотел заниматься. Кто доволен, так это операторы добычи, самые удобные скважины в обслуживании.
Переконвертирую, сброшу.
Вот для наглядности.
Кто-нибудь сталкивался с подбором компаний для установки плунжернного лифта?
Какие организации могут выполнить эти работы?
Можете кого-то определенного порекомендовать?
А Месторождение это Тагринское. в 45 км от г Радужного. Совершенно верно, но эффект слабый, и применялся он большей частью безграмотно , со слабым подходом, большей частью чел фактор.
И компании есть и оборудование. Какая задача стоит. Борьба с парафином или стационарный подъемник жидкости(нефти).
На самом деле рынок плунжерных лифтов в РФ практически отсутствует. Опыт почти нулевой. Кроме Везерфорда пожалуй и нет никого толком, да и у них пара скважин.
Руслан, есть несколько существенных вопросов.
1. Одна из основных причин по которым плунжерный лифт в России не работает, это качество НКТ. Плунжера застревают. Если НКТ старое, то здесь я вообще не понимаю, что делать (а в Вашем случае вы ее менять не планируетет насколько я понимаю). Кроме того профиль скважины наклонный и глубина достаточно большая, это тоже накладывает дополнительные сложности.
2. Арматура должна иметь практически милиметр в милиметр одинаковый проход с внутренним диаметром НКТ, иначе плунжер там будет застревать.
Мне кажется в Вашем случае есть смысл подумать о переодической добыче. На практике это установка клапана на добычную линию, то есть тот же плунжерный лифт, но без плунжера извиняюсь за тафтологию. Дебит по скважине у Вас большой, НКТ 73, воды нет, должно работать.
Добрый день,
плунжер лифт можно расчитать в PipeSim?
Мы достаточно широко применяем на истощеных газовых скважинах. Результат работы практически не зависит от состояния НКТ. Сейчас есть большой выборо плунжеров для разных условий.