Університетом та НГВУ «Долинанафтогаз» згідно договору на проведення підземного ремонту свердловин від 04.04.2013 р. №2/2-Р/374/13-Р, а також договору від 18 вересня 2013 р. №51 між ІФНТУНГ та ВК ТОВ «ТЕХКОМПЛЕКТСЕРВІС» були надані послуги для проведення робіт з презентації технології освоєння свердловини №152-Північна Долина за допомогою саморегулюючого рідинно-газового ежектора з використанням ПАР.
Проведені роботи на зазначеній свердловині підтвердили ефективність застосування ежектора з очищенням стовбура свердловини від парафінистих і смолистих відкладів з використанням ПАР.
Технологія освоєння за допомогою саморегулюючого рідинно-газового ежектора з використанням ПАР рекомендується для застосування на підприємствах нафтогазової галузі України для стабілізації роботи свердловин та відновлення максимально можливого дебіту з складними умовами експлуатації.
Рисунок 1 – Схема приєднання рідинно-газового ежектора для освоєння свердловини №152-Північна Долина
Привод ПШН-80-2,5 призначений для видобутку нафти штанговими глибинними насосами.
Компактність моноблочного виконання приводу і його низька металоємність забезпечують можливість його монтажу на фланці устьової арматури без спорудження спеціального фундаменту. Це значно скорочує тривалість монтажних і пуско-налагоджувальних робіт в польових умовах, особливо в зимовий час.
Унікальна система пневмозрівноважування приводу збільшує ККД свердловинної установки на 30%.
Промислові випробування ПШН-80-2,5 на свердловині № 64-Долина наукового полігону ІФНТУНГ підтвердили працездатність усіх систем приводу, а також зручність проведення операцій по його монтажу (демонтажу) на свердловині.
|
Навантаження на шток, кН
|
80
|
|
Довжина ходу, м
|
2,5
|
|
Кількість подвійних ходів за хвилину
|
6,0
|
|
Місткість гідросистеми, л
|
300
|
|
Потужність електродвигуна, кВт
|
15
|
|
Висота приводу, мм
|
6100
|
|
Маса приводу, кг
|
1800
|
|
Тривалість монтажу, год.
|
2
|
Конструктивні особливості штангових сведловинних насосів ТОВ «Магістраль»:
- наявність контактного ущільнення між плунжером і циліндром насоса виключає втрати через з'єднання "плунжер-циліндр" і істотно підвищує об'ємний ККД насоса;
- контактне ущільнення плунжера володіє принципом самоущільнення, яке дає можливість підтримувати герметизуючу здатність насоса упродовж тривалого періоду експлуатації;
- конструкція насоса дає можливість істотно зменшити довжину плунжера, а також збільшити величину зазору між циліндром і плунжером, який значно зменшує вірогідність заклинювання насоса в процесі експлуатації;
- наявність антиадгезійного покриття робочих поверхонь циліндра і плунжера перешкоджає осіданню механічних домішок, смолянистих і парафінових відкладень на деталях насоса.
1 – плунжер; 2 – втулка широка; 3 – втулка вузька 4 – гайка; 5 – гвинт
Рисунок 2 – Плунжер штангового свердловинного насоса
Переваги насосів ТОВ «Магістраль»:
- Коефіцієнт втрати подачі насосів виробництва ТОВ "МАГІСТРАЛЬ" в 4-5 раз нижче порівняно з насосами, які використовувалися раніше.
- Міжремонтний період роботи штангових насосів ТОВ ""МАГІСТРАЛЬ" значно більше порівняно з насосами, які використовувалися раніше.
- У зв'язку з тим, що в насосах виробництва ТОВ "МАГІСТРАЛЬ" використовується плунжер спеціальної конструкції, об'ємний коефіцієнт корисної дії насосів вище в порівнянні з насосами, які використовувалися раніше і залишається, практично, постійним упродовж усього періоду експлуатації.
- Нафтовидобуток зростає на 10-30% за рахунок можливості підвищеного відбору нафти в умовах винесення механічних домішок, високого відбору подачі, відсутності простою свердловин при ремонті, збільшеного ходу плунжера.
- Збільшення міжремонтного періоду насосів підвищує екологічну безпеку за рахунок зменшення екологічних ризиків в процесі ремонту свердловин.
Використання приладу ГЕОСТАР-111.ЕД на свердловинах наукового полігону
Ехолот-динамограф ГЕОСТАР-111.ЕД призначений для:
- визначення рівня рідини і величини тиску в затрубному просторі нафтових свердловин;
- реєстрації поверхневої динамограми роботи штангової глибинної насосної установки (ШГНУ), контролю роботи клапанів, визначення розрахункової подачі насоса.
Програма Ехолот/Динамограф 2.2 для Windows призначена для обробки результатів ехометрування і динамометрування даних, отриманих з приладу ГЕОСТАР-111.ЕД (ехолот-динамограф).
Комплекс ГЕОСТАР-111.ЕД має вдосконалені давачі, новий блок реєстрації з досконалішими алгоритмами обробки і зручним меню, а також сучасними методиками обробки даних (виведення УЕВН на режим, розрахунок рівня по муфтах, обробка спектру, розрахунок пінної шапки, нові звіти, дизайнер звітів, пошук акустичних неоднорідностей).
Свердловинний електричний нагрівач для боротьби з асфальтосмолопарафіновими відкладеннями
Для збільшення і відновлення продуктивності і приймальності свердловин застосовують обладнання, що дозволяє впливати на пласт тепловими, механічними і хімічними методами.
Процес видобування нафти, яка характеризується підвищеним вмістом парафіну, в ряді випадків суттєво ускладнюється через відносно велику в’язкість нафти та наявність відкладень парафінових з’єднань на стінках насосно-компресорних труб, що зменшує їх поперечний переріз та значно утруднює рух пластового флюїду до гирла свердловини.
Теплові методи боротьби з асфальтосмолопарафіновими відкладеннями основані на властивостях парафіну розріджуватися за температури понад 50°С і, стікаючи з нагрітої поверхні, звільняти її.
Дія високої температури вимагає застосування спеціального джерела тепла, яке може бути поміщене безпосередньо в зону відкладання в'язких речовин або виробляти теплову енергію на гирлі свердловини.
Призначення нагрівача:
- депарафінізація внутрішньої порожнини НКТ нафтових свердловин шляхом розплавлення парафінових відкладень за рахунок температурної дії.
Сфера застосування нагрівача:
- свердловини, що знаходяться в простої, внаслідок перекриття каналу НКТ парафіновідкладеннями;
- свердловини, що знаходяться в простої, внаслідок запарафінення привибійної зони і обсадних колон;
- свердловини, що вимагають профілактичного очищення для підтримання заданого технологічного режиму роботи і попередження їх зупинки.
Прогрів зони подовжує міжремонтний період експлуатації свердловини, так як підвищується температура нафти і знижується її в'язкість, зменшується кількість парафіну, відкладеного на стінках підйомних труб і у викидних лініях.
Свердловинний електричний нагрівач опускається в колону підйомних труб на канатній техніці, яка застосовується при геофізичних дослідженнях (рис. 3).
1 - самохідний каротажний підйомник; 2 - барабан лебідки; 3 - геофізичний кабель; 4 - силовий трансформатор; 5 - силовий кабель; 6, 7 - нижній і верхній ролики; 8 - лубрикатор; 9 - зливний кран; 10 - сальниковий пристрій; 11 - штанга; 12 - серга; 13 - прилад для нагріву; 14 - заземлюючий провід; 15 - станція управління і захисту; 16 - блок управління внутрішніх користувачів; 17 - НКТ; 18 - гирлова арматура; 19 - трубна головка; 20 - відкладення; 21 - перегородка; 22 - прожектор; 23 - опора штанги; 24 - опора верхнього ролика; 25 - кріплення опори штанги; 26 - насос дозувальний; 27 - ємність з хімічними реагентами
Рисунок 3 – Схема розташування обладнання при дослідженні свердловини за допомогою канатної техніки
Навчально-дослідницькою лабораторією нафтогазової інженерії ІФНТУНГ розроблено та виготовлено експериментальний екземпляр свердловинного електричного нагрівача (рис. 4). Очищення колони підйомних труб здійснюється за принципом точково-площинного нагрівання до температури 150…400 °С (в залежності від характеру відкладень). Нагріваючий елемент розсіює густину потужності до 600 Вт/см2 (найближчий аналог пластового нагрівача на основі сталі – до 50 Вт/см2). Швидкість очищення до 60 м/год. Нагрівач відрізняється компактністю (діаметр 38…50 мм, довжина 500…800 мм), малою вагою, безпечністю, зберігає цілісність труб НКТ).
Рисунок 4 – Свердловинний електричний нагрівач
Експериментальні випробування дослідного взірця свердловинного електричного нагрівача проводилися на стенді, схема якого представлена на рисунку 5. Стенд складається з обсадної труби 5 та насосно-компресорної труби 4, які в верхній частині обв’язані лубрикатором 8 з обвідним роликом 9. Опускання свердловинного нагрівача 6 здійснюється на геофізичному кабелі 7. В нижній частині обсадної труби передбачена зливна засувка 2, яка дозволяє спорожнювати зону відкладення АСПВ 3 в трубах у зливну ємність 1. За допомогою термодавачів контролюється температура нагрівача Т1, трубного простору Т2, заповненого флюїдом, поверхні НКТ Т3, затрубного простору Т4 та поверхні обсадної труби Т5. Проведені випробування підтвердили ефективність використання свердловинного електричного нагрівача.
1 - ємність з АСПВ; 2 - зливна засувка; 3 - зона АСПВ; 4 - труба НКТ; 5 - обсадна труба; 6 – свердловинний нагрівач; 7 - геофізичний кабель; 8 - лубрикатор; 9 - обвідний ролик
Рисунок 5 – Схема стенда для випробування свердловинного електричного нагрівача
