Николай Кузьмичев

Кратковременная эксплуатация нефтяных скважин

Recommended Posts

3. КПД насоса ЭЦН160 в номинале - 62%, а КПД этого же насоса при дебите в 20 м3/сут - 11% .....

Либо давайте опровергать значение КПД - как о важном параметре для технике.

Все корректно, но к КЭС отношения не имеет

Share this post


Link to post
Share on other sites
1. В этом году в гос.думе начали рассматривать вопрос об ИНДИВИДУАЛЬНОМ замере дебита с каждой кокретной скважины. При этом обычные АГЗУ могут уйти в прошлое. Замер периодичного фонда - это головная боль нефтяников. Если для них не важно, что эта скважина дает 5 т/сут или 15 т/сут - тогда я согласен с КЭС.

Лет десять нефтяники приоритетной задачей ставят точный замер дебита скважин, если б раньше вспомнили про депутатов, давно бы счастливы были. Интересно, а другие проблемы депутаты решают? Есть у них мысли о газе, мехпримесях, твердых отложениях? Я уже вижу будущий законопроект "О запрете отложения солей и выносе мехпримесей")))

Share this post


Link to post
Share on other sites

31 октября запускали первую скважину (точнее пару скважин) для межскважинной перкачки (МСП) жидкости в системе ППД. Использовали кратковременную эксплуатацию, т.к. нагнетательная скважина имеет малую приемистость. Есть интересные результаты. Стали понятны некоторые особенности подбора оборудования и режимов его работы. Завтра будет запуск следующей пары скважин.

Share this post


Link to post
Share on other sites
31 октября запускали первую скважину (точнее пару скважин) для межскважинной перкачки (МСП) жидкости в системе ППД. Использовали кратковременную эксплуатацию, т.к. нагнетательная скважина имеет малую приемистость. Есть интересные результаты. Стали понятны некоторые особенности подбора оборудования и режимов его работы. Завтра будет запуск следующей пары скважин.

МСП -это отбор -закачка?

Share this post


Link to post
Share on other sites
>Стали понятны некоторые особенности подбора оборудования< - ....они индивидуальны. Что подходит для одного месторождения, совершенно может не подходить для другого. Да и несколько диссертаций уже успел встречать на эти действия. Не впервой такие проблемы.
Большая часть участников данного форума - грамотные специалисты. Поэтому не стоит высказывать здесь прописные истины.

А мою фразу следует понимать так: есть принципиальные отличия в подборе оборудования для добывающих скважин и для межскважинной перкачки (МСП) жидкости в системе ППД. Принципиальные отличия - это отличия справедливые для всех добывающих скважин или всех скважин для МСП, обусловленные их назначением и не зависящие от конкретных условий эксплуатации.

Share this post


Link to post
Share on other sites
МСП -это отбор -закачка?
Совершенно верно. В добывающую водяную скважину спускают УЭЦН. Добываемую воду через наземный трубопровод закачивают в нагнетательную скважину системы ППД.

Есть варианты отбора жидкости из обводненного нефтяного пласта (см. вложенный файл).

2_290_500_document.pdf

Share this post


Link to post
Share on other sites

Тема не нова. На месторождениях с развитой сеткой ППД периодически (обычно под конец месяца, когда идет предварительная ревизия выполнения ежемесячного плана добычи) на фонд ППД выезжает звено и поочередно обвязывает БРСками затрубы водяных скважин с выкидными линиями  добывающих. Посредством своего избыточного давления скопившаяся в затрубах ППД нефть передавливается в систему сбора. Контроль идет визуально, по пробоотборникам. В зависимости от качества подготовки воды в ППД таким макаром по месторождению с фондом 200 доб. скважин можно единовременно получить до 30-50т. нефти (проверено многократной практикой)

Share this post


Link to post
Share on other sites

Тема не нова. На месторождениях с развитой сеткой ППД периодически (обычно под конец месяца, когда идет предварительная ревизия выполнения ежемесячного плана добычи) на фонд ППД выезжает звено и поочередно обвязывает БРСками затрубы водяных скважин с выкидными линиями  добывающих. Посредством своего избыточного давления скопившаяся в затрубах ППД нефть передавливается в систему сбора. Контроль идет визуально, по пробоотборникам. В зависимости от качества подготовки воды в ППД таким макаром по месторождению с фондом 200 доб. скважин можно единовременно получить до 30-50т. нефти (проверено многократной практикой)

 

Это всё понятно что качество подготавливаемой воды оставляет желать лучшего, стравливать можно если скв.не оборудована пакером. Но есть большая вероятность передавить АГЗУ большим давлением. Лучше это делать на "жестких" трубках в Автоцистерны так безопаснее

Share this post


Link to post
Share on other sites

Давление контролируется "вживую" по манометру "выкидушки". Добавляешь пару атмосфер - этого достаточно.

 

Share this post


Link to post
Share on other sites
На скважинах с пенообразованием в затрубе рекомендую установить клапан, выпускаемый "НОВОМЕТом". Он позволяет поддерживать в затрубе достаточно высокое давление и "гасить" пену. У меня есть паспорт на этот клапан. Если интересно, могу его выложить в открытый доступ.
Выполняю давнее обещание. Эффект от повышения давления в затрубе на пенообразование проверен на практике. Правда "врукопашную" (закрывали задвижку на устьевой арматуре). Весной 2007 года данный клапан еще не был сертефицирован и "промысловики" отказались его ставить на скважину. При повышении давления в затрубе с 8 до 38 атм показания эхолота изменялись с 800-900 м до 2100-2200 м. Датчик давления на приеме насоса ТМС показывал около 120 атм при глубине спуска 3200 м. Значит пена "оседала" практичкески полностью.

КОУ_114.rar

Share this post


Link to post
Share on other sites

Я познакомился с Вашим директором в Москве на конференции "ТТНД-2008", проходившей в июне сего года в рамках выставки "MIOGE-2008". Мы делали доклады друг за другом. Заходил на Ваш стенд. Познакомился с продукцией. И не только Вашей продукцией, но и продукцией Ваших конкурентов: Ставропольского радиозавода и НЭК (п. Полазна Пермского края). Посмотрел стенды производителей греющих кабелей. Сейчас разбираемся с техникой для того, чтобы сделать технико-экономическое обоснование (ТЭО).

Один из основных недостатков Вашей технологии: значительный расход электроэнергии, делает ее нерентабельной на малодебитных скважинах. Поэтому от КЭС нужно не отказываться, а, наоборот, применять ее совместно с Вашим оборудованием. Причем эксплуатировать Ваше оборудование нужно тоже в кратковременном режиме. За счет этого расход электроэнергии можно существенно сократить. Большего пока сказать не могу. Нужно закончить расчеты.

Share this post


Link to post
Share on other sites

Поздравляю всех участников и гостей форума с Новым годом!

Крепкого Вам здоровья, счастья и успехов во всех делах!

Share this post


Link to post
Share on other sites
Я познакомился с Вашим директором в Москве на конференции "ТТНД-2008", проходившей в июне сего года в рамках выставки "MIOGE-2008". Мы делали доклады друг за другом. Заходил на Ваш стенд. Познакомился с продукцией. И не только Вашей продукцией, но и продукцией Ваших конкурентов: Ставропольского радиозавода и НЭК (п. Полазна Пермского края). Посмотрел стенды производителей греющих кабелей. Сейчас разбираемся с техникой для того, чтобы сделать технико-экономическое обоснование (ТЭО).

Один из основных недостатков Вашей технологии: значительный расход электроэнергии, делает ее нерентабельной на малодебитных скважинах. Поэтому от КЭС нужно не отказываться, а, наоборот, применять ее совместно с Вашим оборудованием. Причем эксплуатировать Ваше оборудование нужно тоже в кратковременном режиме. За счет этого расход электроэнергии можно существенно сократить. Большего пока сказать не могу. Нужно закончить расчеты.

Всех поздравляем с Рождеством Христовым!!!

Помимо пожеланий всего самого хорошего, хотелось задать два воппроса:

1. Сколько стоит метр греющего до 80 гр С кабеля?

2. Сколко стоит СУ для контроля и управления прогревом?

Share this post


Link to post
Share on other sites

Цены греющего кабеля можно узнать у Михаила Анатольевича Долгошапко (342) 2...(342) 273-86-38.

http://www.kamkabel.ru/catalog/group?group...mp;show_group=1

СУ у производителей стоит по разному. Мне называли цену станций на 250 А в районе 200 тысяч рублей. Подробнее можно узнать в самих компаниях:

http://www.ns-nn.ru/content.php?id=33

http://www.signalrp.ru/catalog/unn/index.html

http://www.zaonek.ru/factory/sunek011m.php

http://www.zaonek.ru/factory/sunek012.php

http://www.sgt.ru/sgt(3.15).htm

Share this post


Link to post
Share on other sites

В сообщение вложены файлы с журналом со скважинЫ № 296 Тананыкского месторождения ОАО "Оренбургнефть" и актом расследования причин отказа. Скважина отработала 2,5 года. Ранее средний МРП составлял 1,5 месяца. Увеличение в 18,5 раз.

Журнал_скважины___296.doc

Акт_расследования_скв_296_от_17_11_2008.rar

Share this post


Link to post
Share on other sites

Цифры внушительные, особенно количество запусков и баланс времени отстой-работа!

Попробую поднять предыдущую эксплуатацию с сравнить Ндин и Qж реж!

Как бы еще просчитать или увидеть экономию э-энергии? Все-таки каждый запуск - это повышенная мощность.

Share this post


Link to post
Share on other sites

Александр Валерьевич, пуски с помощью ПЧ плавные. Поэтому пусковых токов не было. Конечно пуски требуют затрат электроэнергии. Но они невелики. Результаты замеров электроэнергии должны быть у Паладжянца А.С.

После КЭС на скважине № 296 в ноябре 2008 года сделали ГТМ и запустили в непрерывную эксплуатация. Через месяц поимели отказ. Т.е. прежние причины никуда не делись. Это лишний раз подтверждает, что МРП в 2,5 года получен благодаря исключительно применению КЭС.

Share this post


Link to post
Share on other sites

Сдаюсь! Посмотрел распечатки СУ - график разгона выбран удачно.

Однако такие удачные режимы можно подбирать, сидя непосредственно на скважине. Да и с течением времени приходиться корректировать работу УЭЦН в зависимости от изменения геологических параметров. Есть-ли у Вас соратники, чтобы охватить большие объемы фонда, расположенные в разных регионах? Одному человеку это явно не под силу!

Share this post


Link to post
Share on other sites

Нам дали 3 скважины Баклановского месторождения. 2 из них в простое. Заканчиваю подбор оборудования. Скважины похожи на скважину № 296.

После завершения работ на них летом сего года, Кан А.Г. обещал оплатить работы и значительно увеличить их объемы. Тогда можно будет и работников набирать в Оренбуржье. Будет чем зарплату платить.

Кроме этого в марте планируем заключить договоры с 3-мя НГДУ ОАО "Татнефть" и также увеличить штат сотрудников. В этом году намечаются работы на 40-50 скважинах.

Начали работы с "Газпромнефть" в Ноябрьском регионе. Готовимся к внедрению КЭС на 2-х скважинах в "Удмуртнефти".

Share this post


Link to post
Share on other sites

Насколько успел ознакомиться, Баклановка имеет очень высокую вязкость сама по себе. Плюс те процессы, что происходят в насосе, способствуют образованию в-вязких эмульсий следующего порядка. Вас об этом информировали?

Share this post


Link to post
Share on other sites

2,5 года назад, когда начинали на скважине № 285 Тананыкского меторождения, о том, что в этой скважине "мазута", мне сказали непосредственно перед выездом на освоение, да и то - сервисмены из "Электона". Сейчас мы "в курсе" и нас это не пугает. За прошедшее время приходилось работать на скважинах с вязкостью нефти 75-80 мПа*с при дебите 200-300 м3/сут, 110-120 мПа*с при дебите 100-150 сек и на малодебитной скважине с вязкостью 291 мПа*с. Научились работать, и на малодебитных скважинах с помощью КЭС, и на высокодебитных при непрерывной эксплуатации УЭЦН. Решили проблемы затрудненых пусков и образования вязких водонефтяных эмульсий.

Share this post


Link to post
Share on other sites

Как на счет ЭВН против КЭС, кто потреблять электроэнергии будет больше? Какую схему сборки ЭЦН вы применяете и какой тип ступени для КЭС при указанных вами вязкостях? Малодебитные скважины 5-15м3/сут с вязкой нефтью по КЭС работают 3-5 мин, а в накоплении и по часу, как решить проблему замера дебита (думаю будут большие погрешности в замерах) и потребляемая мощность ЭЦН в момент запусков в работу возрастает на 20-40%. ЭВНы подходят больше.

Вы предлагаете по технологии КЭС уменьшить кол-во ступеней насоса за счет увеличения рабочей частоты 60Гц, а износ РО ЭЦН очень сильно возрастает при высоких частотах, что вы думаете по этому поводу?

Share this post


Link to post
Share on other sites
Как на счет ЭВН против КЭС, кто потреблять электроэнергии будет больше? Какую схему сборки ЭЦН вы применяете и какой тип ступени для КЭС при указанных вами вязкостях? Малодебитные скважины 5-15м3/сут с вязкой нефтью по КЭС работают 3-5 мин, а в накоплении и по часу, как решить проблему замера дебита (думаю будут большие погрешности в замерах) и потребляемая мощность ЭЦН в момент запусков в работу возрастает на 20-40%. ЭВНы подходят больше.

Вы предлагаете по технологии КЭС уменьшить кол-во ступеней насоса за счет увеличения рабочей частоты 60Гц, а износ РО ЭЦН очень сильно возрастает при высоких частотах, что вы думаете по этому поводу?

Ответы на все Ваши вопросы есть в публикациях по КЭС, которые выложены в данной теме форума выше. Не поленюсь повториться:

1. Я не стронник конфронтации вообще и, в частности, "воевать" с винтовыми насосами не собираюсь. В другой теме на данном форуме я уже говорил, что, там где возможно, лучше применять для откачки вязкой нефти винтовые насосы. Мне они нравятся. Но есть ситуации, когда винтовые насосы неприменимы. Например: при больших глубинах и/или высоких дебитах скважин. Альтернативы УЭЦН в подобных ситуациях пока нет. Разговоры о том, что в этом случае УЭЦН "гробятся", мне не очень понятны. Я считаю, что они идут от недостаточно хорошего знания этих самых УЭЦН. Я 12 лет проработал на "АЛНАСе", в т.ч. - в инженерном центре, который занимается разработкой новой техники. И двигатели, и насосы знаю на уровне теоретических основ их работы. Поэтому скважины, осложненные образованием вязких водонефтяных эмульсий (вязкость нефти 75-80 сПз), в "Татнефти" раньше давали 20-25 м3/сут. по жидкости и менее 5 т/сут. по нефти, а теперь - 200-280 м3/сут. по жидкости и 40-60 т/сут. по нефти. Удельный расход электроэнергии 6,2-6,4 (кВт*ч)/(т*км), что соответствует общему КПД более 40 %. Для УЭЦН цифра весьма солидная.

2. В тех случаях, когда высока вероятность образования вязких водонефтяных эмульсий, применяется специальная схема компановки насоса. Т.к. техническое решение пока не защищено, как объекь интеллектуальной собственности, большего сообщить не могу. Извините ...

3. Ступени обычные. Насосы 1-й группы по классификации ТНК-ВР.

4. Проблема точного замера дебита скважин периодического фонда и, особенно при КЭС, в промысловой практике не решена. Ничего сложного в этом нет. Просто нет желания заниматься этой проблемой. Когда нужно замерить дебит при КЭС, мы переводим ГЗУ в ручной режим и делаем суточный замер для увеличения точности.

5. При работе УЭЦН на вязких нефтях действительно есть проблема затрудненных пусков. При КЭС решение значительно упрощается за счет применения СУ с ПЧ (увеличенный пусковой момент). Кроме того, в современных СУ есть возможность выбирать из нескольких режимов запуска. Нужно просто грамотно ими пользоваться. Кстати, не соглашусь, что винтовые насосы пускаются без проблем.

6. На Ваш последний вопрос "дедушка" Богданов дал ответ в своей книге 1957 года издания. При КЭС (как и при периодической эксплуатации) насос работает, а следовательно изнашивается, меньшую часть общего времени эксплуатации. Кроме того, при КЭС разделены способы регулирования производдительности и давления ЭЦН. Поэтому всегда можно выставить такой режим работв насоса, при котором он меньше изнашивается.

Share this post


Link to post
Share on other sites

Про то, что "дедушка" написал, меня в конкретном моем вопросе не интересовало. Мы не обсуждаем теорию, меня интересует практическая сторона вопроса. Что насос работает при КЭС меньше, чем при постоянном и т.д.... я знаю.

Мой вопрос был направлен на следующее.

Пример насос ЭЦНА5А-125 из каталога АЛНАС.

Мы берем насос при 50Гц с напором 1250 метров ( 2х3м), потребляемая мощность при 50Гц в номинальной точке 33.92кВт.

Затем насос этой же производительностью, но с напором 800 метров при 50Гц, пересчитываем на 60Гц и получаем напор 1152 метра (1х4м), потребляемая мощность при 50Гц 22,78кВт, а при 60Гц 39,36кВт.

Получается, что требуемая мощность больше во втором случае, чем в первом.

Износ РО во втором случае интенсивнее, при одинаковом режиме КЭС.

Что вы можете сказать по этому поводу?

По поводу совместного замера, на практике применяется вариант совместного суточного замера со скважиной дебитом 70-100м3/сут.

У Вас патент на КЭС и те люди, которые хотят применять КЭС у себя на скважинах должны это делать через вас?

Скажите, в случае если я захочу самостоятельно применять АПВ или по-другому КЭС, с вашей стороны какие-то претензии могут быть? Только одно условие, я сам провожу расчет на 50Гц (только он будет называться АПВ режим или периодический режим, по старинке) и не применяю насос и ЭД Алнас со СУ с ЧП фирмы ЭЛЕКТОН.

Share this post


Link to post
Share on other sites

Конечно же мощность насоса в Вашем примере будет больше, потому что при увеличении скорости вращения центробежного насоса изменяется не только его напор, но и подача. При 60 Гц насос ЭЦН-125 будет иметь подачу 150 м3/сут.

Мне не совсем непонятно, что Вы считаете. Если Вы хотели сравнить эксплуатацию скважины с дебитом 125 м3/сут. в непрерывном режиме и с помощью КЭС, то напомню Вам, что КЭС - это способ эксплуатации малодебитных и среднедебитных скважин. Скважина с дебитом 125 м3/сут. относится к категории высокодебитных. Она прекрасно эксплуатируется УЭЦН в непрерывном режиме. Применять на ней КЭС ни к чему.

По поводу "самостоятельного" применения КЭС. Необходимо отдавать себе отчет в том, что это "пиратство". Цивилизованный способ взаимоотношений - заключение лицензионного договора, либо договора на оказание сервисных услуг. Конечно же, как и в случае с изготовлением пиратских копий с фильмами, например, уследить за всеми случаями несанкционированного использования объекта интеллектуальной собственности невозможно. Но в случае с КЭС много нюансов, которые охраняются в режиме "ноу-хау". Мне известно немало случаев неудачных попыток применения КЭС. За последние годы пришлось столкнуться и с жесткими приемами выяснения особенностей КЭС. К счастью, почти все эти попытки привели к пониманию Заказчиков, что КЭС не такая простая вещь, как кажется на первый взгляд. Просто создать что-то сложное. Гораздо сложнее создать простое. В результате наши взаимоотношения с партнерами, прошедшими через упомянутый этап противостояния, в настоящее время строятся на договорной основе со взаимной выгодой.

Если Вы желаете заниматься данной проблематикой, то, во-первых, хочу одобрить Ваш выбор. У КЭС большое будущее. Во-вторых, предлагаю обсудить варианты сотрудничества в личном общении.

Share this post


Link to post
Share on other sites

Join the conversation

You can post now and register later. If you have an account, sign in now to post with your account.

Guest
Reply to this topic...

×   Pasted as rich text.   Paste as plain text instead

  Only 75 emoji are allowed.

×   Your link has been automatically embedded.   Display as a link instead

×   Your previous content has been restored.   Clear editor

×   You cannot paste images directly. Upload or insert images from URL.