Эксплуатации скважин оборудованных УЭЦН с осложняющим фактором в виде высокого содержания свободного газа

Последнее сообщение
Hyperion_cantos 6 1
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).

Hyperion_cantos 6 1
Сен 19 #1

Если вдруг Вы озадачены подобной тематикой, то готов поделиться имеющейся информацией (через некоторое время будет порядка 12 статей из инженерной практики).

Dorzhi 908 13
Сен 19 #2

а газлифт не рассматривали?

Zorg 584 11
Сен 19 #3

Как вариант спуск насоса ниже интервала перфорации. Для охлаждения  двигателя кожух

Статьи с опытом использования можно поискать на onepetro

 

Hyperion_cantos 6 1
Сен 19 #4

Dorzhi пишет:
а газлифт не рассматривали?

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.

Hyperion_cantos 6 1
Сен 19 #5

Zorg пишет:

Как вариант спуск насоса ниже интервала перфорации. Для охлаждения  двигателя кожух

Статьи с опытом использования можно поискать на onepetro

 

Благодарю за комментарий. Построю модельку, сайт гляну.

Dorzhi 908 13
Сен 19 #6

https://www.onepetro.org/conference-paper/SPE-192028-MS

Hyperion_cantos 6 1
Сен 19 #7

Dorzhi пишет:
https://www.onepetro.org/conference-paper/SPE-192028-MS

Благодарю !

PetroleumEng 201 3
Сен 19 #8

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. 

Hyperion_cantos 6 1
Сен 19 #10

IOI пишет:

Вот это можно посмотреть

Благодарю, сейчас почитаю. 

Reliy0505 14 1
Окт 19 #11

Hyperion_cantos пишет:

Если вдруг Вы озадачены подобной тематикой, то готов поделиться имеющейся информацией (через некоторое время будет порядка 12 статей из инженерной практики).

прошу выслать информацию на reliy0505@gmail.com

Prokhor 13 5
Ноя 19 #12

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!!!

IOI 43 0
Ноя 19 #13

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? 

Prokhor 13 5
Ноя 19 #14

IOI пишет:

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. Расчетный при 50Гц (на тек момент) 1829м
Чтобы сказать точнее, нужно знать модель ПЭД, ток нагрузки, загрузку ПЭД и плотность нефти. 
Насос ВНН 5А 60 1700, ПЭДН  28-117; Насос+ПЭД+Газсепаратор (НОВОМЕТ)Загрузка - 62%, Ток I -17,2А, нефть 0,840 г/см3, газ фактор 152 м3/м3 Еще вопрос - почему с напором 1700 вы спускаете его на такую глубину? Ответ более чем "страшный" - ранее было приобретено это оборудование, мне пришлось исхродить из того - что БЫЛО... т.е. спускать этот насосНавскидку, напор такой установки должен быть в районе 2500. СогласенА текущий забой и ИП (нижние дыры) какие? Тек забой - 2534м; ИП - 2466-2506; 2510-2516; 2521-2524

IOI 43 0
Ноя 19 #15

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!

IOI 43 0
Ноя 19 #16

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.

Prokhor 13 5
Ноя 19 #17

IOI пишет:

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.

Скорее нестабильное давление на приеме. 
Давление снижается при неизменных параметрах (т.е. частота неизменна), "штуцер" тоже

 

Prokhor 13 5
Ноя 19 #18

IOI пишет:

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!

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

IOI 43 0
Ноя 19 #19

Это нормальное явление, здесь тревожиться не нужно. Защита ЗСП у вас выставлена на сколько?

Prokhor 13 5
Ноя 19 #20

IOI пишет:

Это нормальное явление, здесь тревожиться не нужно. Защита ЗСП у вас выставлена на сколько?

ЗСП на 45 выставил, ниже не хочу. Еще успеется....

IOI 43 0
Ноя 19 #21

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".

Prokhor 13 5
Ноя 19 #22

IOI пишет:

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

IOI 43 0
Ноя 19 #23

А по току защита какая?

Prokhor 13 5
Ноя 19 #24

IOI пишет:

А по току защита какая?

13А нижняя уставка

 

IOI 43 0
Ноя 19 #25

Мало. Нужно не менее 14.5А

IOI 43 0
Ноя 19 #26

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.

Prokhor 13 5
Ноя 19 #27

IOI пишет:

Мало. Нужно не менее 14.5А

Ток Х.Х - 8,4 А
Почему 13А -мало?
Как правильно вычислить уставку, необходимую для защиты работы УЭЦН - ?

 

IOI 43 0
Ноя 19 #28

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). 

Вложение: 
Prokhor 13 5
Ноя 19 #29

IOI пишет:

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

IOI 43 0
Ноя 19 #30

Пласт ЮВ1? Обводненность небольшая?

Prokhor 13 5
Дек 19 #31

IOI пишет:

Пласт ЮВ1? Обводненность небольшая?

Пласт D3jar, обводненность до 1%

IOI 43 0
Дек 19 #32

Береговое?

Prokhor 13 5
Дек 19 #33

IOI пишет:

Береговое?

не, "КОМИки" мы )))

IOI 43 0
Дек 19 #34

Я понял. 

GriVaOnLine 22 7
Дек 19 #35

IOI пишет:

Еще вопрос - почему с напором 1700 вы спускаете его на такую глубину? Навскидку, напор такой установки должен быть в районе 2500.

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.

IOI 43 0
Дек 19 #36

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.

pevgen 424 10
Дек 19 #37

IOI пишет:

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.

Go to top