Николай Кузьмичев

Кратковременная эксплуатация нефтяных скважин

Recommended Posts

Прочитал статьи автора касательно КЭС и ничего интересующее для эксплуатационщиков не обнаружил. Автор попытался суммировать всё положительное, проблемные стороны не затронуты. Вцелом одна вода. Лично для меня, что КЭС, что циклика(периодика), разницы нет. Все данные режимы в частных случаях приемлемы, в ряде случаев я бы сказал неизбежны. В разрезе разработки и эксплуатации месторождения, скажем нефтепромысла - кто сталкивался на практике категорически будут против. А именно:

1. Частые пусковые токи несут дополнительные издержки и перенастройку с переоснащением промысловой системы энергоснабжения плюс доп.потребление

2. Вследствии вешеизложенного пересматривается система нефтесбора, включающая в себя диаметры усовых и сборных нефтепроводов, насосов перекачки типа ЦНС на ДНС, ГЗНУ с увеличенной мощностью, опять же частые качки с увеличенными пусковыми токами, проблемы с настройкой дозаторов для подачи в систему нефтесбора ингибиторов и демульгаторов в соответствии с РД, настройка усовой замеряемости поскважинно и т.д.

3. При частой смене динамического и статического уровня и газового фактора в межтрубном пространстве отложение АСПО. В НКТ происходит оседание мех.примесей и АСПО.

4. При периодике происходит отделение попутной воды от нефти в стволе скважины, что влечёт за собой увеличение столба пластовой тяжёлой воды и производит эффект самоглушения. Отсутствует деприсионный импульс на ПЗП, сплошная репресия

5. От замерзания обвязки устья скважины необходимо утепление

6. Естественно применение СУ с ЧП и ТМС и УЭЦН большей производительности прямое удорожание

7. Полный пересмотр системы ППД с адресной закачкой

8. Обслуживание, сервис и ремонт всего вышеизложенного удорожается

И т.д. и т.п.

Врят ли кто меня переубедит в обратном, так как испытал все "прелести" на собственном опыте

Share this post


Link to post
Share on other sites
Прочитал статьи автора касательно КЭС и ничего интересующее для эксплуатационщиков не обнаружил. Автор попытался суммировать всё положительное, проблемные стороны не затронуты. Вцелом одна вода. Лично для меня, что КЭС, что циклика(периодика), разницы нет. Все данные режимы в частных случаях приемлемы, в ряде случаев я бы сказал неизбежны. В разрезе разработки и эксплуатации месторождения, скажем нефтепромысла - кто сталкивался на практике категорически будут против. А именно:

1. Частые пусковые токи несут дополнительные издержки и перенастройку с переоснащением промысловой системы энергоснабжения плюс доп.потребление

2. Вследствии вешеизложенного пересматривается система нефтесбора, включающая в себя диаметры усовых и сборных нефтепроводов, насосов перекачки типа ЦНС на ДНС, ГЗНУ с увеличенной мощностью, опять же частые качки с увеличенными пусковыми токами, проблемы с настройкой дозаторов для подачи в систему нефтесбора ингибиторов и демульгаторов в соответствии с РД, настройка усовой замеряемости поскважинно и т.д.

3. При частой смене динамического и статического уровня и газового фактора в межтрубном пространстве отложение АСПО. В НКТ происходит оседание мех.примесей и АСПО.

4. При периодике происходит отделение попутной воды от нефти в стволе скважины, что влечёт за собой увеличение столба пластовой тяжёлой воды и производит эффект самоглушения. Отсутствует деприсионный импульс на ПЗП, сплошная репресия

5. От замерзания обвязки устья скважины необходимо утепление

6. Естественно применение СУ с ЧП и ТМС и УЭЦН большей производительности прямое удорожание

7. Полный пересмотр системы ППД с адресной закачкой

8. Обслуживание, сервис и ремонт всего вышеизложенного удорожается

И т.д. и т.п.

Врят ли кто меня переубедит в обратном, так как испытал все "прелести" на собственном опыте

Исключительно верно. Плюс увеличатся затраты на текущий ремонт. Уверен.

Share this post


Link to post
Share on other sites

Ребята, Вы плохо читали статьи автора. Тезке и земляку DuoPump я уже предлагал созвониться и поговорить. Повторюсь: мой телефон в Альметьевске 325-326. Anshes я уже выше отвечал и обещал больше не обращать внимание на его выпады. Его резкая и бесцеремонная форма общения не только в данной теме, но и вообще на форуме, граничит с хамством.

Сейчас нет времени. Позже я отвечу по всем пунктам замечаний, высказанных выше DuoPamp.

Share this post


Link to post
Share on other sites
Anshes я уже выше отвечал и обещал больше не обращать внимание на его выпады. Его резкая и бесцеремонная форма общения не только в данной теме, но и вообще на форуме, граничит с хамством.

Сейчас нет времени.

Товарищ теоретик, получается, что Вы вообще не знаете нефтяников? Не общаетесь с ними?

Вы загадили форум своей рекламой, рассказываете сказки, как "широко" проходит Ваш эксперимент аж на 3 скважинах, пудрите мозги неокрепшим и незнающим головам о "новизне" метода и думаете, что мы будем эту лапшу долго не снимать со своих ушей?

Вряд ли.

Share this post


Link to post
Share on other sites
Прочитал статьи автора касательно КЭС и ничего интересующее для эксплуатационщиков не обнаружил. Автор попытался суммировать всё положительное, проблемные стороны не затронуты. Вцелом одна вода. Лично для меня, что КЭС, что циклика(периодика), разницы нет. Все данные режимы в частных случаях приемлемы, в ряде случаев я бы сказал неизбежны. В разрезе разработки и эксплуатации месторождения, скажем нефтепромысла - кто сталкивался на практике категорически будут против. А именно:

1. Частые пусковые токи несут дополнительные издержки и перенастройку с переоснащением промысловой системы энергоснабжения плюс доп.потребление

2. Вследствии вешеизложенного пересматривается система нефтесбора, включающая в себя диаметры усовых и сборных нефтепроводов, насосов перекачки типа ЦНС на ДНС, ГЗНУ с увеличенной мощностью, опять же частые качки с увеличенными пусковыми токами, проблемы с настройкой дозаторов для подачи в систему нефтесбора ингибиторов и демульгаторов в соответствии с РД, настройка усовой замеряемости поскважинно и т.д.

3. При частой смене динамического и статического уровня и газового фактора в межтрубном пространстве отложение АСПО. В НКТ происходит оседание мех.примесей и АСПО.

4. При периодике происходит отделение попутной воды от нефти в стволе скважины, что влечёт за собой увеличение столба пластовой тяжёлой воды и производит эффект самоглушения. Отсутствует деприсионный импульс на ПЗП, сплошная репресия

5. От замерзания обвязки устья скважины необходимо утепление

6. Естественно применение СУ с ЧП и ТМС и УЭЦН большей производительности прямое удорожание

7. Полный пересмотр системы ППД с адресной закачкой

8. Обслуживание, сервис и ремонт всего вышеизложенного удорожается

И т.д. и т.п.

Врят ли кто меня переубедит в обратном, так как испытал все "прелести" на собственном опыте

Полностью согласен с Вами

Share this post


Link to post
Share on other sites

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?

Понял, что Вы имели ввиду. Насос ЭЦН5А-125-800 (4 м) при частоте 62,5 Гц будет иметь такой же напор, как насос ЭЦН5А-125-1250 (3+3 м) при 50 Гц. При этом его подача составит 156,25 м3/сут. и мощность будет в 1,25 раза больше, чем у насоса ЭЦН5А-125-1250. Но и мощность ПЭД на частоте 62,5 ГЦ будет больше в 1,25 раза по сравнению с той, которую он имеет на частоте 50 Гц. Например: ПЭД22-117 на частоте 62,5 Гц сможет "отдать" мощность 28,5 кВт. Так что, для обоих насосов нужен одинаковый двигатель. А поскольку при 62,5 Гц насос короче, стоимость установки будет ниже. Про износ я отвечал выше.

Посмотрите расчеты в описании моего патента (2293176):

http

://www1.fips.ru/wps/portal/!ut/p/c...502FC8MP2Q20N4

Share this post


Link to post
Share on other sites
Товарищ теоретик, получается, что Вы вообще не знаете нефтяников? Не общаетесь с ними?

Вы загадили форум своей рекламой, рассказываете сказки, как "широко" проходит Ваш эксперимент аж на 3 скважинах, пудрите мозги неокрепшим и незнающим головам о "новизне" метода и думаете, что мы будем эту лапшу долго не снимать со своих ушей?

Вряд ли.

Просьба не оскорблять собеседников. Petroleum_21 излагает свою точку зрения, не обижая участников сообщества. Да, он старается продвинуть свое изобретение, внедрить его - это нормально. Одна из задач форума - помогать специалистам продвигать свои разработки. Он же не спамит в сообществе, не размещает типовые сообщения. Просьба вести беседу аргументами, а не оскорблениями.

Вот из удаленных

Цитата(Anshes 17 февраля в 16:23) post_snapback.gif

Мужик, ты бы не лез туда, где ни в зуб... Или языком почесать захотелось?

Мы же не тинэйджерский сайт, где допустимо все. Люди взрослые, заслуженные, многие имеют ученые степени, кучу изобретений ...

Share this post


Link to post
Share on other sites

Просьба не оскорблять собеседников. Petroleum_21 излагает свою точку зрения, не обижая участников сообщества. Да, он старается продвинуть свое изобретение, внедрить его - это нормально. Одна из задач форума - помогать специалистам продвигать свои разработки. Он же не спамит в сообществе, не размещает типовые сообщения. Просьба вести беседу аргументами, а не оскорблениями.

Вот из удаленных

Цитата(Anshes 17 февраля в 16:23) post_snapback.gif

Мужик, ты бы не лез туда, где ни в зуб... Или языком почесать захотелось?

Мы же не тинэйджерский сайт, где допустимо все. Люди взрослые, заслуженные, многие имеют ученые степени, кучу изобретений ...

Хорошо. Принято.

Но этот человек спамит. Однозначно.

А продвигать свои идеи нужно не здесь, а на месторождениях, где у него, очевидно, проблемы.

Share this post


Link to post
Share on other sites
А продвигать свои идеи нужно не здесь, а на месторождениях, где у него, очевидно, проблемы.

Хотя я обещал не отвечать больше на Ваши выпады, предлагаю публичное пари. Участники форума предлагают решить сложную технологическую проблему на скважине осложненного фонда (у меня почти все были такими). Можно - скважину с комплексным воздействием нескольких осложняющих факторов. Участники форума, в т.ч. и скептики, высказывают свои пути решения проблемы и прогноз, какой наилучший результат можно получить. После этого я делаю на скважине то, что считаю нужным и показываю возможности КЭС. Предложения должны быть реальными. Хотелось бы также, чтобы работа была оплачена, причем достойно. За 5 лет я достаточно наработался бесплатно.

На каких скважинах можно применять КЭС озвучено во вложенном файле.

Особой нужды заключать подобное пари у меня нет. Несмотря на то, что финансирование всех программ в этом году сократили на 50 %, объемов работ достаточно. Но для того, чтобы заставить замолчать таких, как Anshes, которые приходят на подобные форумы, как он сам сказал, для того, чтобы "языком почесать", я готов пожертвовать частью свое времени.

Сфера_применения_КЭС.doc

Share this post


Link to post
Share on other sites
Хотя я обещал не отвечать больше на Ваши выпады, предлагаю публичное пари. Участники форум предлагают решить сложную технологическую проблему на скважине осложненного фонда (у меня почти все были такими). Можно - скважину с комплексным воздействием нескольких осложняющих факторов. Участники форума высказывают свои пути решения проблемы и прогноз, какой наилучший результат можно получить. После этого я делаю на скважине то, что считаю нужным и показываю возможности КЭС. Предложения должны быть реальными. Хотелось бы также, чтобы работа была оплачена, причем достойно. За 5 лет я достаточно наработался бесплатно.

На каких скважинах можно применять КЭС озвучено во вложенном файле.

Коллега, я думаю, что ЛЮБОЕ нефтедобывающее предприятие обладает достаточным арсеналом профессионалов, способных решить вопрос с проблемными скважинами по этой тематике в комплексе и с учетов ВСЕХ факторов. А не только с точки зрения работы УЭЦН.

Share this post


Link to post
Share on other sites

Нужно отдавать себе отчет в том, что предлагаемые технические решения обладают принципиальной новизной. Профессионалам на промыслах их еще предстоит изучить.

Для примера: "Татнефть" обладает огромным научно-техническим потенциалом. Она заслуженно считается самой высокотехнологичной Российской нефтяной компанией. Им удалось сохранить свой "ТатНИПИнефть". Создан Инженерный центр. Опытнейшие специалисты работают в 9-ти НГДУ. И тем ни менее, многие годы не удавалось решить проблему эксплуатации скважин, осложненных образованием вязких водонефтяных эмульсий. У меня получилось. Дебит скважин по нефти увеличен на порядок: до 40-60 т/сут. И это ни какая не теория. Таких скважин в прошлом году работало 6 штук. На этот год планировалось еще 20-30 (если бы не кризис).

Не хочу приписывать все заслуги себе. Мне помогали ведущие ученые России: Дроздов А.Н., Ивановский В.Н., Агеев Ш.Р. и многие другие специалисты. Я намерен и дальше сотрудничать с настоящими профессионалами. "Говорунов" прошу не беспокоить.

Share this post


Link to post
Share on other sites
1. Частые пусковые токи несут дополнительные издержки и перенастройку с переоснащением промысловой системы энергоснабжения плюс доп.потребление

Решение проблем энергосбережения освещено в прилагаемой статье.

1, При КЭС обязательно используются станции управления УЭЦН с преобразователями частоты (СУ с ПЧ). Поэтому установки запускаются без пусковых токов, которые наблюдаются при непосредственных пусках с помощью "хлопушек". Непосредственный пуск УЭЦН происходит за 0,3 сек. При этом возникают пусковые токи в 5-7 раз превышающие номинальные токи ПЭД. СУ с ПЧ позволяют задать любое время разгона. Типовые значения 5-10 сек. При затрудненных пусках устанавливают время разгона 20-30 сек. При пуске ток плавно увеличивается до рабочего значения. Информация о надежности оборудования при КЭС приведена выше. На скважине № 296 "Оренбургнефти" за 2,5 года произведено без малого 27 000 пусков. При разборе УЭЦН выявлено, что валы и шлицевые соединения в хорошем состоянии.

2. В моем вчерашнем сообщении в 15:28 приведен расчет, показывающий, что менять ПЭД на более мощный при переходе на частоты выше 50 Гц не требуется. Мощность асинхронных электродвигателей (АД) растет пропорционально частоте питающего переменного тока. Данное правило справедливо не только для астатических электрических машин, коей является асинхронный ПЭД, но и для таких статических электрических машин, как трансформаторы ТМПН.

3. При кратковременном (типовой режим S2) и периодическом кратковременном (типовой режим S3 по ГОСТ 28173-89 Э и МЭК 34-1-83) режиме работы мгновенная мощность, как статических, так и астатических элетрических машин повышается по сравнению с их мощностью в продолжительном режиме работы (типовой режим S1). Существуют стандартные методики расчета мощности АД в режимах S2 и S3. Ниже, для примера приведена таблица с подобными рсчетами для шахтных взрывозащищенных электродвигателей:

Таблица 1

ПВ, % 15 40 60

Кр(S3) 1,78 1,39 1,19

ПВ - это продолжительность включения электрической машины по ГОСТ 28173-89 Э и МЭК 34-1-83.

Кр - кратность увеличения мощности.

Приведенные закономерности справедливы не только для ПЭД, но и для трансформаторов ТП и ТМПН.

4. Непонятно о каком "доп.потреблении" идет речь? На практике доказано, что при КЭС потребляется в среднем на 15 % меньше элетроэнергии по сравнению с эксплуатацией малодебитных скважин УШГН и в 2-3 раза меньше по сравнению с непрерывной эксплуатацией среднедебитных скважин УЭЦН. Каким образом это достигается детально "разжевано" в статьях автора, которые DuoPump "внимательно прочитал".

Если имеется ввиду, что мощность установки при КЭС больше, чем при непрерывной эксплуатации, то, во-первых, она, или равна, или не намного больше. Во-вторых, УЭЦН при КЭС большую часть времени не работает, а, следовательно, не потребляет электроэнергии. в-третьих, если говорить о плате не только за потребленную электроэнергию, но и за потребленную мощность, то нужно знать, как она замеряется. На фоне мощных потребителей пуск одной скважины будет попросту незаметен. При массовом внедрении КЭС пуски установок на отдельных скважинах будут происходить случайным образом. При этом необходимо учитывать законы теории вероятности и математической статистики. Зависимость энергопотребления во времени будет представлять из себя "белый шум" с равномерным спектром. Общий уровень потребления электроэнергии снизится. В любом случае, о переоснащении сетей электроснабжения на промыслах речи не будет.

Можно сколько угодно хаять "теорию" и "теоретиков", в т.ч. и приведенную здесь, но не нужно забывать, что все машины и механизмы, которые используют "профессионалы-практики", спроектированы и изготовлены на основе этой самой теории. И чем выше уровень теоретических знаний настоящих практиков, тем лучше они эксплуатируют имеющееся у них оборудование. А не тратят по недомыслию лишние деньги на смену типоразмеров оборудования, когда она не нужна, и не "палят" это оборудование почем зря из-за неумелой эксплуатации.

КЭС_энергосберегающая_технология.doc

Share this post


Link to post
Share on other sites
УЭЦН при КЭС большую часть времени не работает

Кстати, Вам известен термин нефтяников "киснуть"?

А как у Вас в сравнении с классикой (назовем ее так) с наработкой на отказ, МРП, приведенным к одинаковым условиям?

Share this post


Link to post
Share on other sites
Дипломнику я могу выслать пару РД "Татнефти", а именно: "Руководство по эксплуатации скважин УЭЦН" и "Руководство по эксплуатации скважин УШГН". Там есть основные расчеты, в т.ч. экономика. На форуме их не выложить . Объем больше 3 МБайт. Пусть сообщит свой E-mail. Вышлю.

Будь добр, отправь и мне на korochkin_vv@mail.ru

Share this post


Link to post
Share on other sites
Кстати, Вам известен термин нефтяников "киснуть"?

А как у Вас в сравнении с классикой (назовем ее так) с наработкой на отказ, МРП, приведенным к одинаковым условиям?

Типовое время накопления при КЭС составляет 0,5-1 час, максимальное 2 часа. За это время ничего "прокиснуть не успеет.

На Оренбуржской скважине № 296 МРП увеличен в 18,5 раз (прикладываю выдержку из журнала СУ). При этом суммарное время откачки (работы) больше прежнего МРП (при непрерывной эксплуатации), который составлял 45 суток, в 4 раза. Данный факт подтверждает, что результат получен не только за счет небольшого времени работы по сравнению с общим временем эксплуатации, но и за счет возможности установки требуемого режима работы ЭЦН. Налицо синергетический эффект. А эта особенность КЭС уникальна. Ее нельзя реализовать при непрерывной эксплуатации скважин УЭЦН. Там так: "куда попал - туда попал".

Кстати, бравировать знанием жаргона ни к чему. Он от промысла к промыслу разный. Если Вы грамотный специалист, пользуйтесь строгой общепринятой терминологией.

Всего знать невозможно Я не стесняюсь спросить о том, чего не знаю. Объясните мне, что у нефтяников означает термин "киснуть".

Журнал_скважины___296.doc

Share this post


Link to post
Share on other sites
Дипломнику я могу выслать пару РД "Татнефти", а именно: "Руководство по эксплуатации скважин УЭЦН" и "Руководство по эксплуатации скважин УШГН". Там есть основные расчеты, в т.ч. экономика. На форуме их не выложить . Объем больше 3 МБайт. Пусть сообщит свой E-mail. Вышлю.

Добрый день. Отправте пожалуйста и мне эту информацию shablyuk_sa@mail.ru.

Share this post


Link to post
Share on other sites
Типовое время накопления при КЭС составляет 0,5-1 час, максимальное 2 часа. За это время ничего "прокиснуть не успеет.

На Оренбуржской скважине № 296 МРП увеличен в 18,5 раз (прикладываю выдержку из журнала СУ). При этом суммарное время откачки (работы) больше прежнего МРП (при непрерывной эксплуатации), который составлял 45 суток, в 4 раза. Данный факт подтверждает, что результат получен не только за счет небольшого времени работы по сравнению с общим временем эксплуатации, но и за счет возможности установки требуемого режима работы ЭЦН. Налицо синергетический эффект. А эта особенность КЭС уникальна. Ее нельзя реализовать при непрерывной эксплуатации скважин УЭЦН. Там так: "куда попал - туда попал".

Кстати, бравировать знанием жаргона ни к чему. Он от промысла к промыслу разный. Если Вы грамотный специалист, пользуйтесь строгой общепринятой терминологией.

Всего знать невозможно Я не стесняюсь спросить о том, чего не знаю. Объясните мне, что у нефтяников означает термин "киснуть".

А "киснуть" и означает, что ЭЦН висит в скважине, не работая. Каждый знает, что в результате с большой вероятностью получаешь R=0.

Так Вы не ответили на мой вопрос. Если Вы давно в эксперименте, то наверняка есть статистика. Так назовите МРП по Вашим скважинам.

Share this post


Link to post
Share on other sites
А "киснуть" и означает, что ЭЦН висит в скважине, не работая. Каждый знает, что в результате с большой вероятностью получаешь R=0.

Так Вы не ответили на мой вопрос. Если Вы давно в эксперименте, то наверняка есть статистика. Так назовите МРП по Вашим скважинам.

При КЭС УЭЦН не "висит" в скважине, а работает. Но не в продолжительном режиме (типовой режим S1), к которому Вы привыкли, а в кратковременном (типовой режим S2) или периодическом кратковременном режиме (типовой режим S3). ГОСТ ГОСТ 28173-89 "весит" больше 2 Мб. Поэтому приложить его не могу. Если нужно, вышлю по электронной почте.

Любое большое дело начинается с малого. КЭС прошла испытания примерно на полутора десятках скважин. Минимальный МРП 2 месяца на скважине "Юганскнефтегаза". Она осложнена гидратообразованием. Ее средний МРП до внедрения КЭС составлял 1 месяц. Достижением этот результат не назовешь. Но покажите мне, кто решил проблему эксплуатации гидратных скважин? Решение этой проблемы в рамках КЭС есть. Дело за разработкой и освоением серийного производства необходимого оборудования. Этим сейчас и занимаемся.

На остальных скважинах МРП превышает 100 суток, т.е. все они были выведены из разряда ЧРФ. Причины отказов разные. Среди них есть - заводской брак оборудования (есть акты), обрывы по телу НКТ, остановки по плану ГТМ, к КЭС отношения не имеющие. Минимальный МРП на скважине с КЭС - 189 суток. Скважина № 285 Тананыкского месторождения ОАО "Оренбургнефть". Средний МРП составлял 37 суток (ЧРФ). Она была первой скважиной, на которой испытывалась КЭС. Для "первого блина" результат неплохой.

Вопрос к Вам. Какую цель Вы преследуете, устраивая подобную пикировку? Уличить меня в несостоятельности? Тогда, хотя бы вопросы задавайте конкретные. Что именно вызывает у Вас сомнение? А эмоциональные, но пустые восклицания мне порядком надоели. Я намерен доказывать свою состоятельность делом. И сфера приложения своих усилий у меня есть. Работать нужно. А Вы мне просто мешаете.

Share this post


Link to post
Share on other sites

Скажите, вы проводите расчет КЭС, у вас есть какая-то программа, которая позволяет выбрать режим работы (включая расчет электроэнергии) и оптимальный тип насоса? Либо вы сами выводите на определенный режим скважину, затем по фактическим данным проводите расчет в ручную и определяете оптимальный режим работы?

Share this post


Link to post
Share on other sites
... предлагаю публичное пари. Участники форума предлагают решить сложную технологическую проблему на скважине осложненного фонда (у меня почти все были такими). Можно - скважину с комплексным воздействием нескольких осложняющих факторов. Участники форума, в т.ч. и скептики, высказывают свои пути решения проблемы и прогноз, какой наилучший результат можно получить. После этого я делаю на скважине то, что считаю нужным и показываю возможности КЭС. Предложения должны быть реальными. ... я готов пожертвовать частью свое времени.

Предлагаю проблему:

скважина № 65

т.з. 3475 м.

и.п. 3462-3470 м.

Рпл 320 атм.

Дебит 20 м3/сут

Нд 1850 м.

обводненность 15%

э/к 139,7 мм

мехфонд ЭЦН.

МРП упал 250 сут, 150 сут, 20 сут.

Высокиое совместное отложение АСПО и солей.

Хотелось бы услышать пути решения, хотя бы в теории.

Share this post


Link to post
Share on other sites
Скажите, вы проводите расчет КЭС, у вас есть какая-то программа, которая позволяет выбрать режим работы (включая расчет электроэнергии) и оптимальный тип насоса? Либо вы сами выводите на определенный режим скважину, затем по фактическим данным проводите расчет в ручную и определяете оптимальный режим работы?

Есть программа в Excell для упрощения рутинной работы. Она не исключает "шевеления мозгами". Методика расчетов своя. Многие моменты стандартные, но с учетом специфики КЭС. Например: формула расчета забойного давления "своя". Результаты расчетов дают хорошее совпадение с практикой.

КЭС хороша тем, что "прощает" неточные исходные данные для расчетов. Об отличиях в методике подбора оборудования написано в одной из статей о КЭС. Приходилось выкручиваться в ситуациях, когда, например: за неделю до освоения скважины, на данном участке включали скважину ППД, переведенную из добывающей в нагнетательную. Пластовое давление очень сильно отличалось от расчетного. Дебит скважины, вместо расчетных 45 м3/сут., составлял около 150 м3/сут. И ничего, не без потерь, но выкручивались.

Share this post


Link to post
Share on other sites
Предлагаю проблему:

скважина № 65

т.з. 3475 м.

и.п. 3462-3470 м.

Рпл 320 атм.

Дебит 20 м3/сут

Нд 1850 м.

обводненность 15%

э/к 139,7 мм

мехфонд ЭЦН.

МРП упал 250 сут, 150 сут, 20 сут.

Высокиое совместное отложение АСПО и солей.

Хотелось бы услышать пути решения, хотя бы в теории.

Дебит падал? Как?

Проводились ли какие-то мероприятия по ПНП?

Причина последних отказов?

Как боретесь против названных гадостей?

Share this post


Link to post
Share on other sites
Предлагаю проблему:

скважина № 65

т.з. 3475 м.

и.п. 3462-3470 м.

Рпл 320 атм.

Дебит 20 м3/сут

Нд 1850 м.

обводненность 15%

э/к 139,7 мм

мехфонд ЭЦН.

МРП упал 250 сут, 150 сут, 20 сут.

Высокое совместное отложение АСПО и солей.

Хотелось бы услышать пути решения, хотя бы в теории.

Данных маловато. Из того, что есть - задача решаемая, но одно "но". Во вложенном в одно из предыдущих сообщений файле была приведена возможная на настоящий момент сфера применения КЭС. Там написано, что проблема увеличения МРП скважин, осложненных отложением парафина, решена пока только "на бумаге". Ее можно решить на практике, но в настоящее время рентабельность подобного технического решения будет сильно снижена высокой стоимостью оборудования, а именно: необходимостью покупки греющего кабеля, станции управления для него и сопутствующей оснастки. Потребуется несколько сотен тысяч рублей. Поэтому, прежде всего нужно просчитать экономику. Если у Вас серьезные намерения, то я подскажу, где взять исходные данные для расчета технико-экономической эффективности.

Подобные скважины часто имеют высокий газовый фактор. Кроме того, может выносить песок, причем мелкий, который проникает везде. Эксплуатационная колонна малого диаметра. Какова кривизна ствола? Нужны парметры скважины в объеме техрежимов, история отказов, физико-химические свойства пластового флюида, солей, АСПО и газа (если есть).

Share this post


Link to post
Share on other sites

Идея с греющим кабелем рассматривалась. Стоимость около 1 000 000 руб. Пока скважина в простое. При работе механический скребок не реже 1 раза в 2 суток. Очень сильное отложение "гадости" в ФА, насос выходил или на "клин" после кратковременной остановки, или получали "0". Поэтому и смотрели на греющий кабель, но экономика... Рассматривается вариант устранения обводненности (РИР).

Но все эти методы не зависят от КЭС?

Share this post


Link to post
Share on other sites
При КЭС УЭЦН не "висит" в скважине, а работает. Но не в продолжительном режиме (типовой режим S1), к которому Вы привыкли, а в кратковременном (типовой режим S2) или периодическом кратковременном режиме (типовой режим S3). ГОСТ ГОСТ 28173-89 "весит" больше 2 Мб. Поэтому приложить его не могу. Если нужно, вышлю по электронной почте.

Любое большое дело начинается с малого. КЭС прошла испытания примерно на полутора десятках скважин. Минимальный МРП 2 месяца на скважине "Юганскнефтегаза". Она осложнена гидратообразованием. Ее средний МРП до внедрения КЭС составлял 1 месяц. Достижением этот результат не назовешь. Но покажите мне, кто решил проблему эксплуатации гидратных скважин? Решение этой проблемы в рамках КЭС есть. Дело за разработкой и освоением серийного производства необходимого оборудования. Этим сейчас и занимаемся.

На остальных скважинах МРП превышает 100 суток, т.е. все они были выведены из разряда ЧРФ. Причины отказов разные. Среди них есть - заводской брак оборудования (есть акты), обрывы по телу НКТ, остановки по плану ГТМ, к КЭС отношения не имеющие. Минимальный МРП на скважине с КЭС - 189 суток. Скважина № 285 Тананыкского месторождения ОАО "Оренбургнефть". Средний МРП составлял 37 суток (ЧРФ). Она была первой скважиной, на которой испытывалась КЭС. Для "первого блина" результат неплохой.

Вопрос к Вам. Какую цель Вы преследуете, устраивая подобную пикировку? Уличить меня в несостоятельности? Тогда, хотя бы вопросы задавайте конкретные. Что именно вызывает у Вас сомнение? А эмоциональные, но пустые восклицания мне порядком надоели. Я намерен доказывать свою состоятельность делом. И сфера приложения своих усилий у меня есть. Работать нужно. А Вы мне просто мешаете.

1. Когда ЭЦН не работает, он и "висит", и "киснет", зачастую с неприятными последствиями.

2. Из приведенных Вами цифр понятно, что статистики какой бы то ни было пока нет ввиду того, что показывать пока нечего. Скажите, если, как Вы утверждаете, КЭС - панацея от многих бед в мех. добыче и что полавляющее большинство скважин в МИРЕ скоро будут эксплуатироваться по Вашей методике, скажите, почему добычники с такой неохотой с Вами сотрудничают? За 5 лет 15 скважин.

3. Цели относительно Вас у меня никакой нет, новаторов и рационализаторов всегда уважал, просто, увидев Ваши многочисленные посты, решил отреагировать.

4. Мне кажется, что Вы в силу своей специфической узконаправленной специализации не учитываете многие факторы, поэтому я и задаю Вам соответствующие вопросы. Но пока, поскольку фактического материала маловато, сделать какой-то вывод невозможно. А, может быть, преждевременно.

Как говорят в американских фильмах, ничего личного.

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.