Idea Transcript
РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И Г АЗА ИМ. И. М. ГУБКИНА
ДРОЗДОВ А. Н.
ПРИМЕНЕИНЕ ПОГРУЖНЬIХ НАСОСНО-ЭЖЕКТОРНЫХ СИСТЕМ ДЛЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ
Учебно-методическое (>. Имея такие графики. можно по
оператИJmо
оценить
дебит
жидкосп1
в
случае
неработоспособности ГЗУ Графический
анализ
показал,
что
точки,
полученные
различных месторождений Западной Сибири nри эксплуатации
- 32-
в
скважинах
Таблица
1
Параметры 1ксnлуатации скважин Та.1инскоrо месторождения до и nосле внедрении nогружных насосно Jжек-rорных снетем
После внедрения
До внедрения
N~
Сnособ
н ...
зксннуата-
\1
с кв
\
Q,
в,
м; fсут
о/о
Н,, \1
Дата
Т и nо-
H,.l'l,
Тиn
Q,
в,
заnуска
размер
м
зжек-
м lсут
%
ЭЦН
1
uии
ЭЦН5-80-
1975
1
1512
80
98
355
19.05.95
Прекратила фонтанировать.
12.09.95
Произведена доnолнительная
......
тора
1460
1700
1550 1698
50-
125-
3
н,
СН-
Дата
Тот,
отказа
сут
м
80
20
250
14.01.96
240
216
98
451
24.06.96
2861
50 1420
1700
СН-
125 1
.",
перфорация. 1
ЭЦН5-81}-
11277
1540
75
93
50
06.10.95
1550 ЭЦНS-50-
1994
ЭЦН5-50-
1500
58
90
476
19.10.95
-
L_
___
20-
1550
50
97
о
20.10.95
50-
1440
Н,.• -глубина спуска насоса,
L_ _ _
-
240
90
20
13.03.96
159
СН-
96
62
40
30.12.95
71
98
81
190
22.05.96
215
20 1381
1550 ---
СН-
50
1700
1550 L____
1460
1700
1550 11258
50-
СН-
20 -
'---
--
L_____
-
-
-
-
Q- дебит жидкости, в- обводнённость, Н,- динамический уровень, То,- наработка.
-
определенного типоразмера системы. можно обобщить единой зависимостью (рис.
12).
Эта
характеристика
характеристика
nогружной
имеет тот
же
вид,
насосно-эжекторной
•по
и
теоретическая
системы,
что
еще
раз
свидетельствует о правильиости предложенной расчетной модели. Подобные
графики построены и для других типоразмеров систем. Внедрение на Талинеком месторождении показала, кроме зтоr·о, что эксплуатация
погружных
насосно-эжекторных
систем
в
правой
части
характеристики, сnособствующая повышению наработок установок 11а отказ, росту
дебитов
жидкости
и
nолучению
доnолнительной
добычи
нефти,
является также и эффективным методом nовышения нефтеотдачи пластов. С целью nроверки эффективности новой технологии в иных геолога промыеловых внедрение
условиях
было
погружньrх
осуществлено
насосно-зжеrпорных
((Федоровскнефть» АО нСургутнефтегаз» Сурrутского nроблемы,
района
меньше,
связанные
опьпно-промышленное
с
чем
на
систем
НГДУ
Газовые факторы нефтей
1 44 /.
Талинеком
нестаuионарными
в
месторождении,
режимами
однако
освоения
и
эксnлуатации добывающих скважин, существуют и здесь. Промысловые «Сурrутнефтегаз~~
исnытания
удалось
насосно-зжекторных существенrю
пока"Jали.
реализовать
систем, как:
изменяющимся
такие
что
в
скважинах
nреимущества
АО
nогружных
сnособностr, усnешно адаrпироваться условиям
работы;
к
возможность
эксnлуатировать ЭЦН в оnтимальном режиме; облегчение вывода скважин на режим
после
установок
на
глушения отказ;
nри
подземном
увеличение
дебита
ремонте; жидкости
повышение и
добычи
скважин; возможность уменьшения глубины спуска ЭЦН (табпина Срок
окупаемости
эксnлуатации в скважинах, чуть больше месяца
(33
погружньrх
no
насосно-эжекторньrх
наработки нефти
ю
2).
снетем
nри
ла11ным НГДУ нФедоровскнефтьн, составил
суток).
- 34-
2~1
1
{
~у-
-т
1
f~о~--~~~с=~---+--------г-------~----~
1~0~-----~~------+-------1-------r-----~ f
._. 'J>
.i
500
:
! о
SO
fOO
f50
200
Q, м3/сут
Рис. 12. Характеристика погружной насосно-эжекторной системы, содержащей насос ЭЦНS-50- 1700 и струйный аппарат СН-50, н координатах Qж- Нд. по данным промысловых испытаний в скважинах: 3217 при \!аксимальном снижении Нд (!), 2Ш (2), 19II (3), 3215 (4) Вынгапуровскоrо, 4180 (5) Вынгаяхинскоrо, 3773 (6), 3185 (7) Федоровскоrо,
1875 (8) и !I277 (9) Талинекого месторождений.
Таблица
Показатели эксплуатации скважин НГДУ ((Федоровскнефты• 110 н после внедрения технолоrин "Т АИДЕ М" -
-~~
с кв.
1 ~
0\
--
После внедрения
До внедрения
N!! Сnособ
Но,,
Q,
В,
эксnлуатации
м
м /сут
3
%
1320
96
30
•.
н
Дата
Типоразмер
1
НС"'
1
Q,
мз /сут
1
В,
1
%
j
i
н"
Запуска
ЭЦН
устье
19.06.93
50-1700
1720
129
30
287
м
м
:
м
3185
ЭЦНS-40-1400
3143
ЭЦН5-40-1400
1500
75
18
66
13.06.93
80-1200
1360
115
22
597
3773
ЭЦНS-80-1200
1422
72
90
0-150
8.06.93
50-1700
1040
78
90
280
856
ЭЦН5-80-1200
1400
185
46
устье
21.06.93
125-1300
1400
192
46
165-276
880
ЭЦН5-125-1 300
1480
172
39
устье
17.06.93
125-1300
1480
181
39
125-225
891
ЭЦН5-80-1200
1480
149
12
устье
28.06.93
130-1300
1480
158
12
370-450
4125
Газлифт
20.06.93
50-1300
1545
72
97
136
2104
ЭЦНS-50-1300
9.06.93
50-1700
1540 40 39 50 86 97 61
9,6 9,8 5,7 4.4 9.3 9.3
734 514
1
Скважину освоить не удалось
1540
43,5
3,5
114
июнь июль август сент.
16 окт. 31.окт.
---
34 451
2
Весьма важным для нефтеnромысловой практики является воnрос о ЛИIШМI!Ке работы в скважинах погrужных насосно-)жекторных систем в течение достаточно длительных интервалов времени.
На
рис.
юменении
13
во
времени
скважины
3 185
Отметим,
•rто
достаточно
представлены
нмеющиеся
nараметров
промысловые
эксnлуатации
данные
установкой
об
"Тандем"
дебита жидкостн, обводненности, динамического уровня.
информация
rrредставительна.
иэменениям
no чего
дебита
нельзя сказать,
и
обводиениости
к сожалению,
о
замерах
линамического уровня, имеющих довольно фрагментарный характер.
В скважине
3 1R5
наблюдается довольно сложная картина изменения
параметров работы во времени.
В первые 140 суток nосле эаnуска дебит енижался со 129 до Rб м /сут, 3
а обводненность продукции упала с
30
до
7,9%.
Зона минимальных дебитов и
обводненностей наблюдается в nериод частичного отключения трех КНС и снижения
nластового
давления.
Затем,
nосле
восстановления
объемов
1ака•rки. дебит стал расти с одновременным увели•rением обводненности. В истории
дальr1ейщей
эксnлуатации
скважины
3 185
неоднократно
наблюдаются периоды 1аметного роста и последующего снижения дебита. По состQянию на и
струйным
8.09.95
аnnаратом.
·жсшrуатации, а текущая
г. установка ЭЦНS-50-
сnущенная
в
скважину
1700 с
газасепаратором находилась
3 185,
наработка составила !Ю9 суток.
в
В 11елом за 'ЭТО
время гра1нщы изменения параметров 1ксnлуатации составили:
• 110 дебиту жидкости - 86 - 129 м·' /сут; • 110 •
обводнснностн-
7,9- 73,2%;
по динамическому уровню-
214- 617
м.
Олrrако. несмотря на такие значительные колебания условий, режим
rаботы
силового
неизменным
и
ЭЦН-50
соответствовал
насосно-Jжекторной оnтимальному,
37 -
системы
nоскольку
сама
оставался система
Q, мJ/сут
~~1 о
(()()
в.
?ф
'..J ::ю
Joo
%
fQo
JO
ltJ
хю
10
jtJ
~
бlJ
DO
5О
я
9о
40
.tv н д,
м
.](}
30
?О
20
состоянию на
8.09.1995.
ю
Jj о
Рис.
13.
~~
;QJ
З(}()
.fca1
.)(J()
б"ОО
7Ф
I()(J
t • cyr
Дина~ика работы ЭЦН5-50-1700 с газасепаратором и СЧJуйным аппаратом СН-50 в скважине
«Фёдоровскнефть» (зависимости дебита жи.Jкости
времени пос.1е 1аnуска
t.
Q (1),
3185
НГ ДУ
обводнённости В (2) и динамического уровня Ид (3) от
"Тандем" вес время эксnлуатировалась в скважине режим
в
nравой
части
характеристики.
nосле выволс:1 на
3185
Это обстоятельство,
нссомiJенно.
способствовало достижею1ю высокой наработки ЭЦН. Очеш, интересные резуЛJ,таты 1юлучены в скважине ·щпуска
и
нервые
месяrtы
эксnлуатации
установки
В период
2104.
"Тандем"
на
Ссвсро
Сургутскам месторОЖJlСНИИ была отключена КНС-1 О, и пластовое давлевие звачительно уnало. Несмотря на это. nогружная насосно-эжекторная снетема
успешно освоила скважину после nодземного ремонта н работала стабильно. без срывов nодачи промысловикам
и отключений ло недогруже. В то же самое время UДНГ-7
НГДУ
«Федоровскнефть))
nриходилось
эксnлуатировать многие электронасосные скважины на Северо-Сургутском месторождении в периодическом режиме из-за низкого nластового давления.
Скважина
1993
г.
2104
была выведена на режим установкой
с параметрам н: дебит
динамический уровень система
работала
в
734 левой
40
м /сут, обводненность
м. В нюне-августе части
'Тандем" в нюне
1
1993
характеристики.
9,6%,
г. насосно-эжекторная а
струйный
аппарат
выrюлня:r функции забойного штуцера.
После запуска КНС nластовое давление стало расти, а режим работы установки
"Тандем"
rюcтeiiCIIHO
переместилея
в
правую
часть
характсрнстнки н струйный аппарат стал откачивать r·азожидкостную смесь в
НКТ
Дебит ЖHJlKOCТit возрос в сентябре 1993 г
о6водненности
скважины
М /сут nри 1
а линамический уровень rю1111ЯЛСЯ ло отметки
4.4%.
Наиболее высоким дебит fiын n середине октября соседвис
до R6
венедетвне
существенного
34
м.
97 м · /сут. После этого
роста
1
пластuооrо
Jlавления
перешли с периодического режима работы на посто;шный. Общий отбор жидкости увелнчн.1ся,
скважины
2104
н
текущее
11ластовое давление в зоне расnоложения
упало. Jlо-этому к кон ну октября из-за отме'lенного явления
и11терфере11цнн дебит скважины 2104 уменьшился до 61 - .N-
м /сут nри 3
одновременном снижении динамического уровня до
продукции была
9,3%.
В ноябре
1993
451
м. обводненность
г дебит жидкости остался nрактически
постоянным и составлял около 60 м /сут. 1
Подводя итоги аналюу резуянатол испытаний в скважине отметить.
что
способность
погружная
хорошо
насосно-эжекторtrая система ярко
адаnтироваться
к
резко
2104,
можно
nроялила
изменяющимся
злесь
условиям
работы, а также усnешно nроходить кризисные nериоды вывода на режим и nоследующей эксnлуатации.
Внедрение
новой
ЛангеnаснефтегаЗ))
технологии
nоказала,
что
в
скважинах
nрименение
дО
«Лукойл
nогружных
насосно
эжекторных систем является зффективным средспюм для вывода скважин из бездействия
в
осложненных
доnолнительной добычи нефти
условиях
эксплуатации
и
получения
Установки ЭЦН с газосеnараторами н
1 45 /.
струйными аппаратами усnешно адаптируются к nроцессам существенного
изменения
добывных
нестационарной
возможностей
фильтрании
скважин
флюидов
в
при
nласте.
выводе
Эта
на
режим
технология
и
дает
возможность надежно зксллуатировать скважины nри зна'lителыюм надении пластового
давления
в
залежи.
а
также
nри
очень
лысоких
входных
газосодержаниях.
В дО «Лукойл
-
Лангеласнефтеrаз)) удалось освоить бcз;Ielkтnyюшlle
скважины. которые невозможно было вынести на режим сеrий11ым m.1сосньrм оборудованием. Так. скважина
959
Покамасонского месторождения была nыведена
rra
режим установкой ЭЦНS-50-155() с газасеnаратором МН-ГСЛ5 и струiiньrм аппаратом СН-50 с параметрами: леfi1п жилкости
53,5%, динамический Весьма
уролень
интересная
- 1194
история
35 м
1
/сут. обооднешюсть
-
м. последующей
насосно-эжекторной системы в скважине
- 4()-
959
жсrJЛуатации
nредстаnлена на рис.
rюгружной
14.
Q, м.l/сут
10~------~----------------~----~~--~
в.%~ 60
5О
40
.
.
JO 20 10 OL_----~~~~~--~----------~~
н д. м
1100
1200
1)00 ноо
!500 но о
!J~ ~~--~~~~~~~~,~r--,~~~~~,~,,~,V~~V~V~I-
1994
Рис.
1995
t,
мес
14. Динамика работы скважины 959 после введрення nоrружной
насосно-1жскторrюй системы
- 41
В
мае
1994
существенное
года
на
ограниче1ше
/lокамасовском закачки
волы
месторождении 11
пласт.
было
начато
,10
продолжавшееся
сентября. Это мероnриятие nроводили о uелях реалИ1аuии 11естаrнюнар1юго циклического заводнсюtя и повышения нефтеотдачи пласта, а также ;щя более лег-кого глушения скважин при подземных ремантах в летний пер~юд.
В зоне расnоложения скважины
959
закачка воды в пласт была 11олностью
остановлена.
Это привело к значительному снижению текущего nластового давления
в окрестностях скважины в аnреле до приеме
\472
насоса
Динамический уровень упал с отметки
959.
в мае, а в авt·усте
1660
м
1 194
г. находился уже практически на
1994
м. Газасодержание на входе погружного насосного
агрегата превысило величину
80%.
Несмотря на ·по, насосно-эжекторная система продолжала работать
стабильно, без отключений по нел:огрузке. Подача установки уменьшилась до
\4 м J /сут в августе, т.е. в 2,5 раза по сравнению с апрельским дебитом. однако срыва подачи не произошло. Система 'Тандем" смогла усnешно адаnтироваться
установки
к сильнейшему
полностью
палению
соответствова..i/а
пластового давления,
снизнвшемуся
и
по.1ача
дебиту
nласта.
Оrметнм, что в зтот период обводненносп. nродукнви уме11ьшалась с ДО
36- 37%. Статический уровень, замеренный в скважине
составил
94 7
апреле оно оставляло
10,9
959
в сентябре
1994
г
м. Нетрулно поле читать. что в ·нот период пластовое давле1tие
в зоне расnоложения скяажи11ы
на
53,5%
27
было всега
959
МПа, в то время как в
\6,1
МПа. Таким образом, пластовое давление сшоилось
М Па, а установка "Тандем·· nродолжала безотказно работаlЬ.
После запуска системы давление
в
окрестностях
nодтверждается
ростом
дебита жилкости (см. рис.
П ПД
скважины
значений
14).
в
конпе сентября
959
стало
динамическоr·о
1994
г
ппастовае
увеличиваты:я.
уровня
и
'ПО
повышением
Через несколько месяцев после воестановпения
- 41
закачки
воды
в
nласт
установка
11режний режим работы марте
1995
г. ;ю отметки
Обводl!еiiJЮсть рис. 7.1
0),
nределах
no 960
'Тандем"
пр:жтически
вер11улась
на
nодаче. Динамический уровень. IIOJIIIЯBIJII1cl. в м. затем С1НП11лся до
nродукции,
в даль11сйшем уnала до
1206
увеличившаяся
9%
(декабрь
н
м 11 анрслс
октябре
1994 1·.)
199S
г
64%
110
(см.
и меняласJ, 1югом в
41%. Следует отметить, что на рнс. 14 нанесены величины
22
дебита и обводненности, осредненньrе за каждый месяц эксnлуатации ло результатам
нескольких
nогрепшости
замеров.
измерений
и
в
Это
значительно
данном
случае,
уменьшает случайные
вероятнее
всего.
такие
существенные изменения обводиениости связаны не с ошибками nри отборе
проб. а с определенными закономерностями нестаuионар1юй финьтраuии нефти и воды в nористой среде. Следовательно, технология
'Тандем"
nозволила
11е только
освоить
бездействующую скважину, но и усnешно се эксплуатировать в течение длительного
работы
времени
в
существенно
достаточно
менялись
тяжелых
веледетвин
условиях,
nричем
несташюнарности
параметры
разработки
месторождения.
Интересно
отметить,
что
в
дальнейшем
установки
·~rандем'',
сnущенные в скважину, также надежно работали в условиях существенной
нестаuионарности.
В
результате
воздействия
фильтрации на nласт обводненность скважины сентябре
1996
г
такой
959
нестационарной
постеrJевно снижалась. В
скважина 11ерешла на nолностью бе:~водную продукцию.
Подача погружной насосно-"Jжекторной системы 11ри -,том составляпа
м' /сут
при ;111намическом уровне 1332 м. По данным за январь 1997 г.,
дебит безводной технологии !\1етодов
30
нефти
был
2Н
29 м /сут. Следователыю, применение 3
"Тандем'' является Jффективным
повышения
нсфтеотдачи
nластов
фнльтрашш.
- 41 -
инструментом
nри
в реализации
нестационарных
режимах
Погружные насосно-эжекторные системы обеспечили в осложнённых условиях
эксnлуатании
скважин
АО
«Лукойл
существенное увеличение наработок на отк:п.
скважина
345
705
Лангепснефтеrаз»
Ярким
примерам
является
Покамасовского месторождения, глс наработка возросла с
9
до
суток. В АО «Пурнефтегаз» практически все месторождения содержат нефти
с
высоким
газовым
фактором.
что
со·щает
немалые
трудности
для
эксnлуатации серийных установок ЭЦН.
В
этих
условиях
nрименение
систем
nринесло
эжекторных
Комсомольском месторождении
nартии
nогружных
nоложительные
насосно
результаты.
На
удалось перевести на nостоянный режим
трудноосваиваемые
скважины,
установками
nериодически,
ЭЦН
первой
эксnлуатировавшисся
со
срывами
ранее
nодачи.
серийными
На
Западно
Пурnейском и. Барсуковеком месторожлении были освоены находившиеся в бездейств~:~и
скважины,
которые
не
удавалось
заnустить
в
работу
с
nрименсинем дорогостоящего имnортного оборудования.
Скважины
время
н
501
находились
в
502
Заnално-Пурлейского месторождения длительное
бездействии
из-за
сильного
снижения
пластового
давления и невозможtюсти вести эксnлуатацию серийным оборудова11нем вследствие
высокого
r·азового
фактора
и
сильного
вредного
влияния
свободного газа.
В марте
\996
г. на скважинах
проведсна
доnолнительная
скважины
с
помощью
и
50\
nерфорация.
свабирования
502
фирмой «Шлюмберже>> была
Последующие
были
nопытки
безусnешны
ввилу
освоить низкого
nритока. Поэтому фирма прекратила дальнейшие работы 11а этих скважинах. Ввиду
безнадежности
полыток
освоить
скважины
501
и
502
серийным
оборудованием было nринято решение сnустить в них nогружные 1/асосно эжекторные системы.
- 44-
Запуск установки "Тандем" в скважине
был произведен
501
Скважина вывели на постоявный круглосуточвыii режнм работы
30.03.96
31.03.96
г
г. с
дебитом 12 м·' /сут nри динамическом уров11е 880 м. Вследствие тоrо. что nри каnитальном
работы
ремонте
велись
с
скважина
сильно
постоянным
поглощала
доливом,
жидкость
установка
глушсн~rя
длительное
и
время
откачивала в осrtовном солевой раствор с пленкой нефти.
По данным 11а
11.04.96
г. из скважины постулала вязкая Jмульсия
дебитом 18 м J /сут при динамическом уровне 320 м. По замерам 10.04. 96 г .. дебит
жидкости
возрос
до
мJ /сут
48
динамическом уровне !Юм. За период до
до
дебит остался
58%.
nри
обводненвости
67%
и
г. обволненность сниз11лась
17.05.96
на nрежнем уровне. С
июня
по август
1996
г.
обводнеююсть продукции снизилась до 20%. дебит составлял 35 м /сут. 3
Итак, процесс освоения скважины "Тандем" адаnтации
работала к
nри
этом
изменяющимся
501
занял несколько месяцев. Система
непрерывно, условиям
и
благодаря
эксnлуатации
ее
·пап
сnособности
освоения
был
скважина
502.
успешно пройден.
Таким
же
образом
была
выведена
из
бездействия
()бводнеююсть после ·Jапуска nостепенно снижалась. и
no
данным за
31.07.96
г. дебит жидкости составлял 29 м /сут nри обводиениости 45%. 1
И11тересные результаты получены по скважине
1521
Барсуковекого
месторождения. Эта скважина, относящаяся к категории ЧJудновьrводимьrх
на режимах, находилась в бездействии с
1994
г. после отказа штангового
винтовоJ"о васоса nроИ1водства КНР
Запуск аnпаратом
установки
в скважине
ЭЦН5-50-1
1521
300
с
газосепаратором
бьrл произведен
7.06.1996
г.
и
струйным
По данным 1а
11.06.96 r·., дебит жидкости составлял 5 м /сут при обводиениости 48%. В
3
те•1ение последующих
56
суток неnрерывной работы установки "Тандем"
дебит скважины 1521 возрос до 43 м /сут при одновременном снижении 3
- 4.5-
обводиениости
до
2,5°1.,
(рис.
15).
Следовательно,
внедрение
системы
"Тандем" JIОЗ!Юлило не только вывести нз бездействия трудновыводимую скважину, но и nолучить и·1 нее rюспе нескопьких недель освоения неnлохой
дебит nрактически безволной нефти. Таким образом, технология "Тандем" усnешно зарекомендовала себя в осложненных условиях скважин на nромыспах АО «Пурнефтегаз)). Благодаря внедрению
бездействия
nогружных
насосно-эжекторных
трудновыводимые
на
режим
систем
удалось
скважины,
а
вывести
также
из
nолучить
доnолнительную добычу нефти.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Интерес к работе ЭЦН nри откачке ГЖС ненрерывно растёт во всём мире. В nоследнее время за рубежом появились nубликации
1 46 - 49
и др.
1
об улучшенных модификациях ЭЦН для работы в скважинах с высоким газовым
фактором,
в
частности,
с
нрименением
nогружного насоса, эжектора и rазосепаратора Перелектины
зжекторных
систем
дальнейшего
связаны
!J
США
исследоватепьские
работы,
и
применсиня
значительной
Бразилии
связанные
установок ЭЦН с газосеrJЗраторами
с
(рис.
16)
1 50, 51 1.
скважин на морских нефтяных месторождениях
Великобритании.
комбинации
логружных
степени
1 52 /.
активно
с
насос но-
зкснлу;пацией
В настоящее время
ведутся
возможностью
11
научно
исnользования
и струйными аnnаратами в морских
нефтяных скважинах с высоким газовым фактором 1
9, 50 !.
Исnользование
газосепараторов к У"ЭЦН на морских месторождениях требует размещения в скважине доnолнительной выкидной линии для лода•rи отсепарированного
газа на nлатформу и энач1пелыrого усложнения скважинного оборудования. Избежать
этого
nозволяет
инжекция
отсеnарированного
- 46-
газа
в
колонну
Q, r.t3/cyт в.%
Юr-~-+--------------~--------------+
юl
'"
.a-JI
1
1
"=п
~
li
:::;;оооо-4
t'(r)
.)>.
-J
QL---~~--------------J_--------------~-----------------L~ ~5:0б
J'o.06
1'5:01
:Jf.tN.Jiб
t, cyr
Рис. 15. Параме-rры эксплуатации после вывода из бездействия скважины 152! Барсуковекого ~есторождения, оборудованной по техно.1оrии ((ТАНДЕМ»
13
14 ~
9
1 -=-
~
~
·~
1:. .·, 1:
н
( 1
:1
-
---7
8
·- .... 3
10
-
4~6 /5
------~ Рис. !6. Схема погружной насосно-эжеtпорной установки / 50 /: 1 - пласт, 2 - скважина, 3 - ЭЦН с газосеnаратором, 4 - струйный насос, 5 - жидкость, 6 - газ, 7 - двухфазный поток, 8 - устье скважины, 9 -
электрический кабель, 10- нефтепровод, 11- райзеры, 12- грязевая линия, !3- платформа, 14- уровень моря.
насосно-коr.шрессорных эжекторных систем.
значительно
выше
на
т.е.
Посколhку
ЭUН,
газожилкостная смесь.
«Т АНД ЕМ»
труб,
в
исnолЬ"Jование
при
nогружных
насосно
этпм струйный аnпарат размещается
рабочее
соnло
1жектора
будет
11агнетаться
Поэтому для эффективной реализации тех1юлоп1и
морских
месторождениях
спе1щалы1ых научных исследований аппараТОВ И ОIIТИМIIЗаЦИИ
IIX
no
необхолимо
проведение
изучению характеристик струйных
КОIIСтрукциЙ В 1ТИХ УСЛОВИЯХ.
ЛИТЕРАТУРА
1.
Соколов Е.Я., Зингер Н.М. Струйные аnпараты. М.: Энергоатомиздат,
2. Гамус
И.М.,
1989.-352
Картелев
Б.Г
водоснабжение
ГЭС
Знергоатомицат,
1986. - 84
3-е юд., nерераб.
с.
Ясвонский
регулируемыми
Л.Jf.
Техническое
"Эжекторами.
Л.:
с.: Б-ка гидротехника и гидрОJнергетика,
выn.84.
3.
Циклаурн Д.С. Ги,1рокомnрсссоры.- М.: Госстройиздат,
4.
Лямасв Б.Ф. Г11лроструйные насосы и установки. ение,
5.
1988. - 256
В.П.,
насосов для nодъема продукции скважин
Миронов
С.Д.,
Мищенко
ОбJорная информация ВНИИОЗНГ -М.:
6.
- Л.: Машююстро
с.
!lримененис струйных
Марhенко
1960.- 72с
И.Т
1986,
Uслляев
выn./4
Ю.А.
(21 ), - 36
с.
Мнщенко И.Т., Гумерский Х.Х., Марьенко В.П. Струйные насосы для добьrч11 нефти
/50
1 Пол ред. И.Т. Мище11ко. - М.: Нефть и газ, 1996. -
С.
7 llатент СССР NQ 1825544. Устройство для nодъема газированной жидкости из скваЖНIIЫ. /Авт. юобрет. Дроздов А.Н., Игревекий В.И.,
-49-
Ляnков
П.Д.
и
др.
М.
кл.
заявл.
F 04 F 5/54,
зарегистрировано в Госреестре изобретений СССР
8. Патент
СССР
Способ
N!! 183 1593.
многофазной среды
Игревекий В.И .. Ляпков П.Д. и др.
29.06.1988. 9. UK
опубл.
30.07.1993.
А.
F 04 F 5154.
11 ..
заявл.
28.
Patent Application GB N!!2264147.
Arrangement 1 lnventor J. Allen
неоднородной
изобрет. Дроздов
М. кл.
Б. И. м~
12.1 0.92.
извлечения
из скважины. /Авт.
29.06.198~.
Mu1ti
phase
Pumping
lnt. cl. F 04 D 31/00, 13/00; date of
filing 12.02.92; date of а publication 18.08.93.
10.
Дроздов
А.Н.
Влияние
концентрации
погружного центробежного насоса nри смеси.
11.
-
Нефтеnромысловое дело,
Дроздов
А.Н.
nогружного
Разработка
центробежного
ПАВ
методики nри
низкими давлениями у входа в насос.
-
характеристику
работе на газожидкостной
1981, .N'!! 12.
насоса
на
с.9-\1.
расчета
характеристики
эксnлуатации
Дис.
скважин
канд. техн. наук.
-
с
М.,
1982.-2\2 с.
12.
Выбор рабочих nараметров п01·ружного центробежного насоса при
откачке
газажидкостной
смеси
из
скважины
1
Игревекий В.И .• Ляnков П.Д .. Филиnпов В.Н.
-
«Нефтеnромысловое дело)).- М.: ВНИИОЭНГ.
1986.
13.
Минигазимов М .Г
работу
Ulариrюв А. Г
nоrружного
14.
Минигазимов М.Г
с.
1968. N!! 7,
Шарипов А.Г
Л.Н ..
Об:юрная иrtф .. серия вып.
11. 50 с.
Исследование влияния газа на
нентробежного
Нефтепромысловое дело,
Дроздов
насоса
ЭЦНS-80-800.
34-38. Минхайров Ф.Л. Исследование
влияния газа на работу nогружного центробежного насоса ЭЦНб-1 60-
1100.-
15.
Тр. /ТатНИИ,
Шарипов А.Г
работу
1971,
вьrп./5, с.
Минигазимов М.Г
157- /64. Исследование влияния газа на
nогружного центробежного электронасоса ЭЦНS-130-600.
Нефтяное хозяйство,
1969, N!! 11.
с.
- 50 -
48 - 51.
16. Шарипов А.Г .• Минигазнмов М.Г Исследование работы погружного центробежного -электронасоса смесях.- Тр./ТатНИИ.
17 Шарипов А.Г электронасоса
ЭЦНS-130-600
вып.
1971.
19.
с.
на
водонефтеп1зовых
262-274.
Исследование работы поrружноr·о центробежного ЭЦНS-80-!ЮО
/ТатНИПИнефть,
вып.
1975,
на
28.
с.
водонефтегазовых
смесях.
Тр.
16- 27.
18. Промысловые испытания УЭЦН с газасепаратором 1 Балыкии В.И .• Дроздов А. Н .• Игревекий В. И. и др. с.62-
-
Нефтяное хозяйство,
1985, N!! 1,
65.
19. Приемочные исnытания оnытных образцов га1осепаратора к УЭЦН 1 Балыкии
В.И., Дроздов
хозяйство,
с.
1986, N!! 12,
А.Н.,
Игревекий
В.И.
и др.
Нефтяное
69 - 71.
20. Результаты испытаний газосепараторов к УЭЦН на месторождениях Западной
Сибири
и
Сахалина
1
Дроздов
А.Н.,
Игревекий
В.И.,
СальмановР.Г идр.-Тр./МИНГ.вып. 199,\9!П,с.110-115.
21.
Дроздов
А.Н.
газоселаратора
Исследование
1МНГ5
работы
модернизированного
к погружным центробежным насосам.
-
В кн.:
Машины и установки для добычи и транспорта нефти. газа и газового
конденсата:
22.
Te"J.
докл. областной конф. -Сумы.
1988,
с.\4-
15.
Дроздов А.Н. Анализ работы погружных центробежных насосов с
газосепараторами
в
ПО
Экспресс-
((Ногликинефтегаздобыча)).
информация. Техника и технология добычи нефти и обустройство нефтяных месторождений.- М.: ВНИИОЭНГ,
23.
Патент РФ
N!!2027912.
1988, N!! 12,
с.б-
7.
Способ откачивания жидкости скважинным
насосом и га1осепаратор скважинного центробежного насоса /Авт. изобрет. Ляпков П.Д.,. Дроздов А.Н .• Игревекий В.И. и др.
М. кл.
04 D 13/1 О,
Б. И.
Е
21
В
43/38,
заявл.
28.02.199\,
опубл.
27.01.1995,
F
N!!3.
24.
Дроздов А.Н., Игревекий В.И. Стендовые исnытания сеnараторов
1МНГS
и МН-ГСЛS к nогружным нентробежным насосам.
хозяйство,
1994, N2 8,
с.
-
Нефтяное
44 - 48.
25. А.с. СССР N!! 1521918. Стенд для исnытаний газасеnараторов 1Л вт. И1обрет. Дроздов Л.Н., Васильев М.Р., Варченко И.В. и др. -М. кл.
04 D IS/00, 26.
заявл.
Патент РФ
25.08.1987,
N!!2075656.
электродвигателей
к
опубл.
15.11.1989,
ним
и
стенд
5154, F 04 8 51/00 заявл. 14.03.1995, Губкин
А.Н.,
испытания насосам.
28.
-
Дроздов
для
29.
Дроздов
Нефтяное хозяйство,
30.
Дроздов
А.Н.
31.
Дроздов
с.
Игревекий
32.
N!! 8.
погружным
нентробежным
с.
60- 62. установок Часть
1.
nогружных
Нефтяное
47- 50. работы ((РЭДА>>.
фирмы с.
насосов
rаботы
фирмы
б, с.
установок Часть
2.
nогружных
Нефтяное
30- 32.