Подскажите пожайлуста из практики использовал ли кто нибудь пакер на нкт выше насоса при эксплуатации ЭЦН, какой пакер ну и примерно что из этого получилось
Подскажите пожайлуста из практики использовал ли кто нибудь пакер на нкт выше насоса при эксплуатации ЭЦН, какой пакер ну и примерно что из этого получилось
Не слышал про такое,
вопрос зачем это нужно и как вы собираетесь пропустить кабель через пакер ?
На западе и/или на оффшоре это вроде как стандарт безопасности. У бейкеров и прочих стандартное оборудование для этого есть. Также на западе, по моему мнению, очень пекутся о кейсинге, вот и ставят пакер, чтобы агрессивный флюид не влиял на колонну.
В РФ о кейсинге пекутся меньше, поэтому частая беда - негерметичность колонн. Для этого и предлагают спускать ЭЦН с пакером. Дыра в колонне остается над пакером, а насос качает чистую нефтишку из пласта. Есть контора "Геоник" (Казань, Нижневартовск). У них такая технология есть. Специальный пакер. На форуме тема немного уже обсуждалась. Жаловались там, что часто пакера самопроизвольно срываются. Не знаю лучше ли это, чем пытаться залечить дырку в колонне...
В теории при помощи подобной компоновки можно качать нефть одновременно из нижнего пласта насосом и из верхнего по затрубу нефть фонтаном или газ.
вопрос зачем это нужно и как вы собираетесь пропустить кабель через пакер ? [/quote]
Хочу попробывать изменить структуру ГЖС за счет изменения столба жидкости в скважине, а насчет кабеля слышал что кто то это делал, по моему на Приобке, есть кто живой оттуда подскажите правда это или нет и что за пакер был.
Хочу попробывать изменить структуру ГЖС за счет изменения столба жидкости в скважине, а насчет кабеля слышал что кто то это делал, по моему на Приобке, есть кто живой оттуда подскажите правда это или нет и что за пакер был.
Понимать ли это что есть желание пропустить весь газ через насос и потерять возможность снимать динамические уровни. Какая глобальная цель при этом преследуется ?
Мысли по поводу... Ну потерять возможность отбивать уровень это не страшно, поставил ТМС, и знаешь температуру и давление. Если, конечно, ТМС не выйдет из строя. Пропустив весь газ через насос можно существенно снизить среднюю плотность смеси в НКТ. Тогда насосу надо будет развивать меньший напор, надо будет ставить меньше ступеней, можно будет использовать ПЭД меньшей мощности, электричества будет тратиться меньше - на лицо экономия. Кейсинг опять же не будет корродировать от агрессивного скважинного флюида.
Мысли по поводу... Ну потерять возможность отбивать уровень это не страшно, поставил ТМС, и знаешь температуру и давление. Если, конечно, ТМС не выйдет из строя. Пропустив весь газ через насос можно существенно снизить среднюю плотность столба жидкости и газа в НКТ. Тогда насосу надо будет развивать меньший напор, надо будет ставить меньше ступеней, можно будет использовать ПЭД меньшей мощности, электричества будет тратиться меньше - на лицо экономия. Кейсинг опять же не будет корродировать от агрессивного скважинного флюида.
Как думаешь процент свободного газа на приеме насоса уменьшится?
Кейсинг...я пол дня голову ломал что это за железяка которая еще и корродировать может и только дотумкал что это транслит....ну бы млин напишите singor вы под какие задачи пакер хотите ставить?
Как думаешь процент свободного газа на приеме насоса уменьшится?
1. Q=Кпрод*(Pпл-Pзаб) Pпл - пластовое Pзаб - забойное 2. Выбирая насос, ты задаешь тем самым Q, какой ты хочешь получать из пласта. Кпрод и Pпл заданы природой (в данном случае). 3. Pзаб = Pпл - Q/Кпрод - забойное давление устанавливается в соответствии с Q и Кпрод. 4. Pпр - давление на приеме насоса Pпр = Pзаб - rogh, где ro - плотность смеси на участке забой-прием насоса, g - и в африке g, h - расстояние от пласта до насоса по вертикали (насос в данном случае висит выше перфораций) 5. Если Pпр < Pнас, на приеме будет газ. Газ выделяется из нефти с интенсивностью, соответствующей соотношению Рпр/Рнас.
Итак, предположим, что пакера нет, тогда часть газа качается насосом, часть газа с приема уходит в затруб, поднимается наверх, и через клапан стравливается в систему сбора. Если есть пакер. Часть газа прокачивается насосом, часть с приема уходит в затруб, поднимается наверх и...упирается в пакер. Постепенно количество газа под пакером растет, уровень жидкости под пакером отжимается к приему насоса. В какой-то момент уровень отжимается до приема насоса и происходит срыв подачи по газу. Т.е. сам по себе пакер на количество свободного газа не влияет, влияет соотношение Рпр/Рнас и способность насоса качать газированную смесь.
Кейсинг...я пол дня голову ломал что это за железяка которая еще и корродировать может и только дотумкал что это транслит....ну бы млин напишите singor вы под какие задачи пакер хотите ставить?
Да вот на скважинах с высоким Гф хочу подумать что можно сделать, спускаться ниже уже не могу, деоптимизацию - не поймут. Хочу попробывать пакер в компоновке с ЭЦН и мандрелью (газлифтным клапаном под пакером).
Попробуйте соединить в одном насосе несколько способов борьбы с газом: 1) спустить насос на максимальную глубину ниже интервала перфорации 2) поставить два газосепаратора 3) поставить диспергатор 4) первые рабочие колеса поставить более производительные, чем остальные, чтобы шанс перекрытия каналов в этих первых колесах газом был меньше, а в следующих колесах газ уже начнет растворяться в нефти из-за роста давления 5) поставить ТМС + частотник и завязать частоту на рабочий ток. Как только происходит срыв подачи по газу, ток падает до холостого, частотник автоматически увеличивает частоту на несколько герц, и установка "перемалывает" газовую пробку
Есть опыт применения таких насосов....Качать нефть с высоким ГФ получается хорошо ....но не долго
Попробуйте соединить в одном насосе несколько способов борьбы с газом: 1) спустить насос на максимальную глубину ниже интервала перфорации 2) поставить два газосепаратора 3) поставить диспергатор 4) первые рабочие колеса поставить более производительные, чем остальные, чтобы шанс перекрытия каналов в этих первых колесах газом был меньше, а в следующих колесах газ уже начнет растворяться в нефти из-за роста давления 5) поставить ТМС + частотник и завязать частоту на рабочий ток. Как только происходит срыв подачи по газу, ток падает до холостого, частотник автоматически увеличивает частоту на несколько герц, и установка "перемалывает" газовую пробку
Есть опыт применения таких насосов....Качать нефть с высоким ГФ получается хорошо ....но не долго
Все это уже делали + рабочие ступени КДС (под интервал не спускались пересыпать начинает) дело в том, что не долго работают, пробую искать новые методы.
Тот же эффект можно получить за счет штуцера на поверхности Конический насос пробовали?
На устье ФА не всегда позволяет необходимое давление держать. Конические.. , что имеется в виду секция большей производительности снизу компоновки или пара десятков РО в нижней секции?
1. При добыче ЭЦНом нефти с высоким ГФ задача избавится от газа, а не пропустить его через ЭЦН так что пакер здесь не поможет
2. По поводу экономии за счет более легкого столба, вопрос спорный, тут считать надо, но на первый взгляд одновременно со снижением плотности мы получаем больший объем и меньшую эффективность насоса за счет сжимаемости, так что общий эффект скорее всего будет отрицаетельный.
3. ГФ 5000 м3/м3, т.е. 26000 scf/stb это уже не нефть получается а газоконденсат. У вас 2 пласта нефть+газ, или оторочка, скорее всего. Верно сказано что ЭЦН подобрать конечно же можно, но не надолго
А почему фонтаном не хотят, подавай обязательно насос ?
Если жидкость скапливается внизу и вырубает скважину можно поставить ШГН как на газовых скважинах делают, продавайте ШГНы
2 Singor: Я не понял идеи с продажей ЭЦНа. Кому продать? Зачем? С ГФ 5000 м3/м3 фонтан милое дело. Привожу доказательства. Берем градиентные кривые для НКТ с вн. диаметром 2.441" (близко к нашим 2.5"). Находим градиентные кривые для дебита 100 STB/Day (15.9 м3/сут), обводненности 0%, ГФ 5000 SCF/STB (890 м3/м3). Для ГФ 5000 м3/м3 градиентных кривых нет. Задаемся устьевым давлением 200 PSI (13.61 атм). Предполагаем вертикальную глубину скважины 10000 ft (3050 км). Рзаб составляет 720 PSI (48.99 атм). Это очень низкое Рзаб, насос такой скважине явно не нужен.
Берем градиентные кривые (НКТ те же) для дебита 300 STB/Day (47.7 м3/сут), обводненности 0%, ГФ 5000 SCF/STB (890 м3/м3). Задаемся устьевым давлением 200 PSI (13.61 атм). Предполагаем вертикальную глубину 10000 ft (3050 км). Рзаб составляет 960 PSI (65.32 атм). Опять Рзаб очень низкое, насос тут не нужен.
Вывод: качайте нефть фонтаном!
2 VIT: Объем смеси, прокачиваемый насосом, как в случае без пакера, так и в случае с пакером, будет примерно одинаков. Т.к. этот объем определяется способностью насоса качать газированную смесь (не зависит от наличия пакера) и давлением на приеме насоса (тоже не зависит от наличия пакера). В то же время газ оказывает положительное влияние благодаря: а) уменьшению средней плотности смеси в НКТ; б) при пробковом режиме пузыри газа полностью перекрывают сечение НКТ и выталкивают нефть, как поршни.
Мнение такое, чем больше газа удается прокачать насосом в НКТ, тем лучше. Но для этого пакер совсем не нужен.
Касательно штуцера на выкиде насоса. Предположим, штуцер на выкид насоса мы поставили. Давление на выкиде насоса увеличилось на величину Х. Соответственно нужно ставить дополнительные ступени для создания избыточного давления Х. Увеличилось ли давление на приеме насоса на туже величину? Нет. Так как давление на приеме насоса определяется из забойного давления, но не из давления на выкиде. Далее, увеличилось ли давление в первой ступени насоса? Нет. Так как давление в первой ступени насоса складывается из давления на приеме насоса, плюс давление, развиваемое этой первой ступенью. И т.д. до последней верхней ступени. Таким образом, избыточное давление Х, которое вынужден будет развить насос со штуцером на выкиде, распределится по верхним ступеням, которые придется дополнительно ставить. Отсюда следует, что теоретически чтобы мероприятие имело эффект, свободный газ с нефтью должен доходить до тех самых дополнительных верхних ступеней, где благодаря высокому давлению, он бы растворялся в нефти. Но...если газ прошел через большую часть ступеней и не создал проблем, то смысла в его растворении в нефти нет никакого. Т.к. максимальный объем свободный газ занимает в нижних ступенях (где давление ниже). С ростом давления при подъеме нефти через ступени, свободный газ уменьшается в объеме и частично или полностью растворяется в нефти.
Минусы идеи 1. Нужно ставить больше ступеней в насос 2. Нужен ПЭД большей мощности, растут затраты на электричество 3. Комбинация заштуцеренного насоса и ПЭДа с избыточной мощностью чревата перегревом последнего 4. Затрудненный вывод на режим 5. Нужно включать дополнительный элемент в компоновку - глубинный штуцер
Касательно штуцера на выкиде насоса. Предположим, штуцер на выкид насоса мы поставили. Давление на выкиде насоса увеличилось на величину Х. Соответственно нужно ставить дополнительные ступени для создания избыточного давления Х. Увеличилось ли давление на приеме насоса на туже величину? Нет. Так как давление на приеме насоса определяется из забойного давления, но не из давления на выкиде. Далее, увеличилось ли давление в первой ступени насоса? Нет. Так как давление в первой ступени насоса складывается из давления на приеме насоса, плюс давление, развиваемое этой первой ступенью. И т.д. до последней верхней ступени. Таким образом, избыточное давление Х, которое вынужден будет развить насос со штуцером на выкиде, распределится по верхним ступеням, которые придется дополнительно ставить. Отсюда следует, что теоретически чтобы мероприятие имело эффект, свободный газ с нефтью должен доходить до тех самых дополнительных верхних ступеней, где благодаря высокому давлению, он бы растворялся в нефти. Но...если газ прошел через большую часть ступеней и не создал проблем, то смысла в его растворении в нефти нет никакого. Т.к. максимальный объем свободный газ занимает в нижних ступенях (где давление ниже). С ростом давления при подъеме нефти через ступени, свободный газ уменьшается в объеме и частично или полностью растворяется в нефти.
Минусы идеи 1. Нужно ставить больше ступеней в насос 2. Нужен ПЭД большей мощности, растут затраты на электричество 3. Комбинация заштуцеренного насоса и ПЭДа с избыточной мощностью чревата перегревом последнего 4. Затрудненный вывод на режим 5. Нужно включать дополнительный элемент в компоновку - глубинный штуцер
Плюсы идеи 1.Плюсов у идеи нет
Вы неучитываете конструкцию модель насоса, я говорю о штуцере на безопорном ЭЦН
[quote name='Zorg' date='12.4.2008, 9:47' post='14623'] 2 Singor: Я не понял идеи с продажей ЭЦНа. Кому продать? Зачем? С ГФ 5000 м3/м3 фонтан милое дело. Привожу доказательства. Берем градиентные кривые для НКТ с вн. диаметром 2.441" (близко к нашим 2.5"). Находим градиентные кривые для дебита 100 STB/Day (15.9 м3/сут), обводненности 0%, ГФ 5000 SCF/STB (890 м3/м3). Для ГФ 5000 м3/м3 градиентных кривых нет. Задаемся устьевым давлением 200 PSI (13.61 атм). Предполагаем вертикальную глубину скважины 10000 ft (3050 км). Рзаб составляет 720 PSI (48.99 атм). Это очень низкое Рзаб, насос такой скважине явно не нужен.
Берем градиентные кривые (НКТ те же) для дебита 300 STB/Day (47.7 м3/сут), обводненности 0%, ГФ 5000 SCF/STB (890 м3/м3). Задаемся устьевым давлением 200 PSI (13.61 атм). Предполагаем вертикальную глубину 10000 ft (3050 км). Рзаб составляет 960 PSI (65.32 атм). Опять Рзаб очень низкое, насос тут не нужен.
это достаточно стандартная операция, которая требует спец пакера с пенетратором для того чтобы пропустить кабель и обеспечить герметичность в данном месте. все крупные западники по сервису это могут предоставить на продажу
-Тема хоть и устарела, но всё-же добавлю. Пакер такой мы использовали, точной марки не помню, предоставили его нам "ЛифтОйл", спустили-посадили-опрессовали (+), на 3-й день рост давления в затрубе, выход нефть-газ. Резюма: либо использовать нерусские, либо не использовать ващще. Минусом к тому: над и под пакером необходимо делать сростки кабеля, что есть потери во времени и увеличение вероятных мест падения изоляции кабеля.
-Тема хоть и устарела, но всё-же добавлю. Пакер такой мы использовали, точной марки не помню, предоставили его нам "ЛифтОйл", спустили-посадили-опрессовали (+), на 3-й день рост давления в затрубе, выход нефть-газ. Резюма: либо использовать нерусские, либо не использовать ващще. Минусом к тому: над и под пакером необходимо делать сростки кабеля, что есть потери во времени и увеличение вероятных мест падения изоляции кабеля.
Меня тоже интересует возможность установки пакера выше насоса. Рассматриваю схему ОРЗ снизу-вверх. Ответа в теме не нашел. Если имеется информация по пакерам через которые можно кабель пропускать скиньте пожалуйста на ArdalinAA@yandex.ru. Или может про компоновки есть что-нибудь-примерная схема приведена ниже shema_ORZ.doc
Господа, есть два варианта ЛНЭК с помощью пакеров и эксплуатацией их УЭЦН. 1.под пакер спускается УЭЦН, а выше его струйный насос для отвода газа из подпакерного пространства (пакер "Геоник"); 2.негерметичность ЭК отсекается двумя пакерами, а УЭЦН выше отсеченного участка. Есть некоторый опыт (см.вложение).Paker_LNEK.ppt
Господа, есть два варианта ЛНЭК с помощью пакеров и эксплуатацией их УЭЦН. 1.под пакер спускается УЭЦН, а выше его струйный насос для отвода газа из подпакерного пространства (пакер "Геоник"); 2.негерметичность ЭК отсекается двумя пакерами, а УЭЦН выше отсеченного участка. Есть некоторый опыт (см.вложение).
В презенташке написано что средняя обводненность снизилась с 95% до 85% после внедрения пакера. Не очень впечатляет однако.
Тоталь в России в основном все скважины свои оборудет ЭЦН и пакером - пакеры разные - Weatherford, Schlumberger. Затрубное пространство над пакером заполняется пакер-флюидом, а для кабеля еть специальнные пакерпенетраторы. Пакер ограничивает возможности газосеператора, но на данный момент есть эффективные газодиспергаторы, которые хэндлят до 70% газа. Вопрос с отбивкой уровня снимается при установке датчика.
В презенташке написано что средняя обводненность снизилась с 95% до 85% после внедрения пакера. Не очень впечатляет однако.
Для месторождений в 3-й стадии разработки и такой показатель отличный, хотя по некоторым скважинам, где продуктивный пласт ещё не обводнён (если внимательно помотреть таблицу на 2 стр.), есть и более весомые результаты (с 99% до 79%).
Подскажите пожайлуста из практики использовал ли кто нибудь пакер на нкт выше насоса при эксплуатации ЭЦН, какой пакер ну и примерно что из этого получилось
Посмотри в этой теме: ЭЦН с пакером
Если высокий ГФ то можно попробовать установить мультифазный насос, или ЭЦН с Сепаратором и стрйник перед пакером...
Да вот на скважинах с высоким Гф хочу подумать что можно сделать, спускаться ниже уже не могу, деоптимизацию - не поймут. Хочу попробывать пакер в компоновке с ЭЦН и мандрелью (газлифтным клапаном под пакером).
попробуйте ТАНДЕМ-4 если конечно дебиты не слишком большие. а мандрель можно и без пакера поставить в метрах 300 от устья и работать с закрытым затрубом, но ТАНДЕМ-4 зарекомендовал себя в этом плане лучше
Попробуйте соединить в одном насосе несколько способов борьбы с газом: 1) спустить насос на максимальную глубину ниже интервала перфорации 2) поставить два газосепаратора 3) поставить диспергатор 4) первые рабочие колеса поставить более производительные, чем остальные, чтобы шанс перекрытия каналов в этих первых колесах газом был меньше, а в следующих колесах газ уже начнет растворяться в нефти из-за роста давления 5) поставить ТМС + частотник и завязать частоту на рабочий ток. Как только происходит срыв подачи по газу, ток падает до холостого, частотник автоматически увеличивает частоту на несколько герц, и установка "перемалывает" газовую пробку
Есть опыт применения таких насосов....Качать нефть с высоким ГФ получается хорошо ....но не долго
Не слышал про такое,
вопрос зачем это нужно и как вы собираетесь пропустить кабель через пакер ?
На западе и/или на оффшоре это вроде как стандарт безопасности. У бейкеров и прочих стандартное оборудование для этого есть. Также на западе, по моему мнению, очень пекутся о кейсинге, вот и ставят пакер, чтобы агрессивный флюид не влиял на колонну.
В РФ о кейсинге пекутся меньше, поэтому частая беда - негерметичность колонн. Для этого и предлагают спускать ЭЦН с пакером. Дыра в колонне остается над пакером, а насос качает чистую нефтишку из пласта.
Есть контора "Геоник" (Казань, Нижневартовск). У них такая технология есть. Специальный пакер. На форуме тема немного уже обсуждалась. Жаловались там, что часто пакера самопроизвольно срываются.
Не знаю лучше ли это, чем пытаться залечить дырку в колонне...
В теории при помощи подобной компоновки можно качать нефть одновременно из нижнего пласта насосом и из верхнего по затрубу нефть фонтаном или газ.
вопрос зачем это нужно и как вы собираетесь пропустить кабель через пакер ?
[/quote]
Хочу попробывать изменить структуру ГЖС за счет изменения столба жидкости в скважине, а насчет кабеля слышал что кто то это делал, по моему на Приобке, есть кто живой оттуда подскажите правда это или нет и что за пакер был.
Понимать ли это что есть желание пропустить весь газ через насос и потерять возможность снимать динамические уровни. Какая глобальная цель при этом преследуется ?
Мысли по поводу...
Ну потерять возможность отбивать уровень это не страшно, поставил ТМС, и знаешь температуру и давление. Если, конечно, ТМС не выйдет из строя.
Пропустив весь газ через насос можно существенно снизить среднюю плотность смеси в НКТ. Тогда насосу надо будет развивать меньший напор, надо будет ставить меньше ступеней, можно будет использовать ПЭД меньшей мощности, электричества будет тратиться меньше - на лицо экономия.
Кейсинг опять же не будет корродировать от агрессивного скважинного флюида.
Как думаешь процент свободного газа на приеме насоса уменьшится?
Кейсинг...я пол дня голову ломал что это за железяка которая еще и корродировать может и только дотумкал что это транслит....ну бы млин напишите
singor вы под какие задачи пакер хотите ставить?
Как думаешь процент свободного газа на приеме насоса уменьшится?
1. Q=Кпрод*(Pпл-Pзаб)
Pпл - пластовое
Pзаб - забойное
2. Выбирая насос, ты задаешь тем самым Q, какой ты хочешь получать из пласта. Кпрод и Pпл заданы природой (в данном случае).
3. Pзаб = Pпл - Q/Кпрод - забойное давление устанавливается в соответствии с Q и Кпрод.
4. Pпр - давление на приеме насоса
Pпр = Pзаб - rogh, где ro - плотность смеси на участке забой-прием насоса, g - и в африке g, h - расстояние от пласта до насоса по вертикали (насос в данном случае висит выше перфораций)
5. Если Pпр < Pнас, на приеме будет газ. Газ выделяется из нефти с интенсивностью, соответствующей соотношению Рпр/Рнас.
Итак, предположим, что пакера нет, тогда часть газа качается насосом, часть газа с приема уходит в затруб, поднимается наверх, и через клапан стравливается в систему сбора.
Если есть пакер. Часть газа прокачивается насосом, часть с приема уходит в затруб, поднимается наверх и...упирается в пакер. Постепенно количество газа под пакером растет, уровень жидкости под пакером отжимается к приему насоса. В какой-то момент уровень отжимается до приема насоса и происходит срыв подачи по газу.
Т.е. сам по себе пакер на количество свободного газа не влияет, влияет соотношение Рпр/Рнас и способность насоса качать газированную смесь.
Кейсинг...я пол дня голову ломал что это за железяка
Да вот на скважинах с высоким Гф хочу подумать что можно сделать, спускаться ниже уже не могу, деоптимизацию - не поймут.
Хочу попробывать пакер в компоновке с ЭЦН и мандрелью (газлифтным клапаном под пакером).
спускаться ниже уже не могу
Попробуйте соединить в одном насосе несколько способов борьбы с газом:
1) спустить насос на максимальную глубину ниже интервала перфорации
2) поставить два газосепаратора
3) поставить диспергатор
4) первые рабочие колеса поставить более производительные, чем остальные, чтобы шанс перекрытия каналов в этих первых колесах газом был меньше, а в следующих колесах газ уже начнет растворяться в нефти из-за роста давления
5) поставить ТМС + частотник и завязать частоту на рабочий ток. Как только происходит срыв подачи по газу, ток падает до холостого, частотник автоматически увеличивает частоту на несколько герц, и установка "перемалывает" газовую пробку
Есть опыт применения таких насосов....Качать нефть с высоким ГФ получается хорошо
....но не долго 
Все это уже делали + рабочие ступени КДС (под интервал не спускались пересыпать начинает)
дело в том, что не долго работают, пробую искать новые методы.
А может штуцер над ЭЦН установить?
А может штуцер над ЭЦН установить?
А смысл?
Увеличить давление до штуцера в том числе в рабочих органах ЭЦН
Тот же эффект можно получить за счет штуцера на поверхности
Конический насос пробовали?
На устье ФА не всегда позволяет необходимое давление держать.
Конические.. , что имеется в виду секция большей производительности снизу компоновки или пара десятков РО в нижней секции?
Еще читал что ПАВы есть специальные может у кого опыт есть поделитесь?
Имею в виду секцию высокопроизводительную + низкопроизводительную
Конечно пробывали но Гф до 5000 по ряду скважин
А может фонтаном тогда качать? Или газлифтом? С таким ГФ скважины фонтаном должны хорошо работать.
Конечно можно но мне надо ЭЦН продать адресно и чтоб еще наработка была хорошей
1. При добыче ЭЦНом нефти с высоким ГФ задача избавится от газа, а не пропустить его через ЭЦН так что пакер здесь не поможет
2. По поводу экономии за счет более легкого столба, вопрос спорный, тут считать надо, но на первый взгляд одновременно со снижением плотности мы получаем больший объем и меньшую эффективность насоса за счет сжимаемости, так что общий эффект скорее всего будет отрицаетельный.
3. ГФ 5000 м3/м3, т.е. 26000 scf/stb это уже не нефть получается а газоконденсат. У вас 2 пласта нефть+газ, или оторочка, скорее всего. Верно сказано что ЭЦН подобрать конечно же можно, но не надолго
А почему фонтаном не хотят, подавай обязательно насос ?
Если жидкость скапливается внизу и вырубает скважину можно поставить ШГН как на газовых скважинах делают, продавайте ШГНы
2 Singor:
Я не понял идеи с продажей ЭЦНа. Кому продать? Зачем? С ГФ 5000 м3/м3 фонтан милое дело. Привожу доказательства.
Берем градиентные кривые для НКТ с вн. диаметром 2.441" (близко к нашим 2.5").
Находим градиентные кривые для дебита 100 STB/Day (15.9 м3/сут), обводненности 0%, ГФ 5000 SCF/STB (890 м3/м3). Для ГФ 5000 м3/м3 градиентных кривых нет. Задаемся устьевым давлением 200 PSI (13.61 атм). Предполагаем вертикальную глубину скважины 10000 ft (3050 км). Рзаб составляет 720 PSI (48.99 атм). Это очень низкое Рзаб, насос такой скважине явно не нужен.
Берем градиентные кривые (НКТ те же) для дебита 300 STB/Day (47.7 м3/сут), обводненности 0%, ГФ 5000 SCF/STB (890 м3/м3). Задаемся устьевым давлением 200 PSI (13.61 атм). Предполагаем вертикальную глубину 10000 ft (3050 км). Рзаб составляет 960 PSI (65.32 атм). Опять Рзаб очень низкое, насос тут не нужен.
Вывод: качайте нефть фонтаном!
2 VIT:
Объем смеси, прокачиваемый насосом, как в случае без пакера, так и в случае с пакером, будет примерно одинаков. Т.к. этот объем определяется способностью насоса качать газированную смесь (не зависит от наличия пакера) и давлением на приеме насоса (тоже не зависит от наличия пакера).
В то же время газ оказывает положительное влияние благодаря:
а) уменьшению средней плотности смеси в НКТ;
б) при пробковом режиме пузыри газа полностью перекрывают сечение НКТ и выталкивают нефть, как поршни.
Мнение такое, чем больше газа удается прокачать насосом в НКТ, тем лучше. Но для этого пакер совсем не нужен.
Касательно штуцера на выкиде насоса.
Предположим, штуцер на выкид насоса мы поставили. Давление на выкиде насоса увеличилось на величину Х. Соответственно нужно ставить дополнительные ступени для создания избыточного давления Х.
Увеличилось ли давление на приеме насоса на туже величину? Нет. Так как давление на приеме насоса определяется из забойного давления, но не из давления на выкиде.
Далее, увеличилось ли давление в первой ступени насоса? Нет. Так как давление в первой ступени насоса складывается из давления на приеме насоса, плюс давление, развиваемое этой первой ступенью. И т.д. до последней верхней ступени.
Таким образом, избыточное давление Х, которое вынужден будет развить насос со штуцером на выкиде, распределится по верхним ступеням, которые придется дополнительно ставить.
Отсюда следует, что теоретически чтобы мероприятие имело эффект, свободный газ с нефтью должен доходить до тех самых дополнительных верхних ступеней, где благодаря высокому давлению, он бы растворялся в нефти.
Но...если газ прошел через большую часть ступеней и не создал проблем, то смысла в его растворении в нефти нет никакого. Т.к. максимальный объем свободный газ занимает в нижних ступенях (где давление ниже). С ростом давления при подъеме нефти через ступени, свободный газ уменьшается в объеме и частично или полностью растворяется в нефти.
Минусы идеи
1. Нужно ставить больше ступеней в насос
2. Нужен ПЭД большей мощности, растут затраты на электричество
3. Комбинация заштуцеренного насоса и ПЭДа с избыточной мощностью чревата перегревом последнего
4. Затрудненный вывод на режим
5. Нужно включать дополнительный элемент в компоновку - глубинный штуцер
Плюсы идеи
1.Плюсов у идеи нет
Опыт применения пакера над ЭЦН был Юганскнефтегазе для скважин с негерметичностью э/к
Описание технологии есть в данной статье:
спасибо
Вы неучитываете конструкцию модель насоса, я говорю о штуцере на безопорном ЭЦН
[quote name='Zorg' date='12.4.2008, 9:47' post='14623']
2 Singor:
Я не понял идеи с продажей ЭЦНа. Кому продать? Зачем? С ГФ 5000 м3/м3 фонтан милое дело. Привожу доказательства.
Берем градиентные кривые для НКТ с вн. диаметром 2.441" (близко к нашим 2.5").
Находим градиентные кривые для дебита 100 STB/Day (15.9 м3/сут), обводненности 0%, ГФ 5000 SCF/STB (890 м3/м3). Для ГФ 5000 м3/м3 градиентных кривых нет. Задаемся устьевым давлением 200 PSI (13.61 атм). Предполагаем вертикальную глубину скважины 10000 ft (3050 км). Рзаб составляет 720 PSI (48.99 атм). Это очень низкое Рзаб, насос такой скважине явно не нужен.
Берем градиентные кривые (НКТ те же) для дебита 300 STB/Day (47.7 м3/сут), обводненности 0%, ГФ 5000 SCF/STB (890 м3/м3). Задаемся устьевым давлением 200 PSI (13.61 атм). Предполагаем вертикальную глубину 10000 ft (3050 км). Рзаб составляет 960 PSI (65.32 атм). Опять Рзаб очень низкое, насос тут не нужен.
Вывод: качайте нефть фонтаном!
Гф-5000 м3/т, Н2О-42%
на безопорном ЭЦН
А что это такое?
ну в таком случае можно попробовать периодический газлифт:
это достаточно стандартная операция, которая требует спец пакера с пенетратором для того чтобы пропустить кабель и обеспечить герметичность в данном месте.
все крупные западники по сервису это могут предоставить на продажу
-Тема хоть и устарела, но всё-же добавлю.
Пакер такой мы использовали, точной марки не помню, предоставили его нам "ЛифтОйл", спустили-посадили-опрессовали (+), на 3-й день рост давления в затрубе, выход нефть-газ.
Резюма: либо использовать нерусские, либо не использовать ващще.
Минусом к тому: над и под пакером необходимо делать сростки кабеля, что есть потери во времени и увеличение вероятных мест падения изоляции кабеля.
-Тема хоть и устарела, но всё-же добавлю.
Пакер такой мы использовали, точной марки не помню, предоставили его нам "ЛифтОйл", спустили-посадили-опрессовали (+), на 3-й день рост давления в затрубе, выход нефть-газ.
Резюма: либо использовать нерусские, либо не использовать ващще.
Минусом к тому: над и под пакером необходимо делать сростки кабеля, что есть потери во времени и увеличение вероятных мест падения изоляции кабеля.
Меня тоже интересует возможность установки пакера выше насоса. Рассматриваю схему ОРЗ снизу-вверх. Ответа в теме не нашел. Если имеется информация по пакерам через которые можно кабель пропускать скиньте пожалуйста на ArdalinAA@yandex.ru. Или может про компоновки есть что-нибудь-примерная схема приведена ниже shema_ORZ.doc
Господа, есть два варианта ЛНЭК с помощью пакеров и эксплуатацией их УЭЦН.
1.под пакер спускается УЭЦН, а выше его струйный насос для отвода газа из подпакерного пространства (пакер "Геоник");
2.негерметичность ЭК отсекается двумя пакерами, а УЭЦН выше отсеченного участка.
Есть некоторый опыт (см.вложение).Paker_LNEK.ppt
В презенташке написано что средняя обводненность снизилась с 95% до 85% после внедрения пакера. Не очень впечатляет однако.
Тоталь в России в основном все скважины свои оборудет ЭЦН и пакером - пакеры разные - Weatherford, Schlumberger. Затрубное пространство над пакером заполняется пакер-флюидом, а для кабеля еть специальнные пакерпенетраторы. Пакер ограничивает возможности газосеператора, но на данный момент есть эффективные газодиспергаторы, которые хэндлят до 70% газа. Вопрос с отбивкой уровня снимается при установке датчика.
ЭЦН с пакером
Если высокий ГФ то можно попробовать установить мультифазный насос, или ЭЦН с Сепаратором и стрйник перед пакером...