Способ контроля степени загидрачивания и технического состояния работающего газового оборудования



Способ контроля степени загидрачивания и технического состояния работающего газового оборудования
Способ контроля степени загидрачивания и технического состояния работающего газового оборудования
Способ контроля степени загидрачивания и технического состояния работающего газового оборудования
Способ контроля степени загидрачивания и технического состояния работающего газового оборудования
Способ контроля степени загидрачивания и технического состояния работающего газового оборудования
Способ контроля степени загидрачивания и технического состояния работающего газового оборудования
Способ контроля степени загидрачивания и технического состояния работающего газового оборудования
Способ контроля степени загидрачивания и технического состояния работающего газового оборудования
Способ контроля степени загидрачивания и технического состояния работающего газового оборудования
Способ контроля степени загидрачивания и технического состояния работающего газового оборудования

 


Владельцы патента RU 2556482:

Грициненко Игорь Иванович (RU)

Способ относится к системам автоматического контроля работы нефтегазового оборудования и позволяет своевременно обнаруживать предаварийные ситуации, связанные с отложением гидратов в газовом оборудовании. В способе периодически измеряют давление газа до и после газового оборудования, температуру газа внутри или до и после газового оборудования, расход газа через газовое оборудование или перепад давления газа на замерном сужающем устройстве, находящемся в потоке газа, проходящем через газовое оборудование. По измеренным значениям формируют показатель загидрачивания работающего газового оборудования и по степени отклонения текущего значения этого показателя от базового, определенного при заведомо безгидратном режиме работы газового оборудования, судят о степени его загидрачивания. При формировании показателя загидрачивания газового оборудования, регулирующего поток газа, дополнительно используют относительную площадь или степень открытия его проходного сечения. Определяемые в безгидратном режиме работы базовые значения показателя загидрачивания используют в качестве показателя технического состояния газового оборудования. 2 з.п. ф-лы, 2 ил.

 

Изобретение относится к способам или устройствам для добычи и подготовки природного газа, предназначено для оперативного контроля степени загидрачивания и технического состояния работающего газового оборудования (газопроводов, теплообменников, запорной и регулирующей арматуры и т.п.) и может быть использовано в нефтяной и газовой промышленности.

Загидрачивание газового оборудования приводит к авариям и является одной из основных причин их его останова. Так, основной причиной останова и продувки газовых шлейфов или технологических линий низкотемпературной сепарации газа являются гидратные пробки.

Существует множество технических решений для оперативного контроля гидратов в газовом оборудовании, однако данная проблема до сих пор полностью не решена.

Оперативная оценка технического состояния (загрязнения, износа) работающего газового оборудования без его останова также является актуальной задачей.

Известны способ диагностики гидратообразования в газопроводе (SU 1295137 А1, МПК4: F17D 5/00, опубл. 07.03.1987) и способ эксплуатации объекта с углеводородной продукцией в условиях гидратного режима (RU 2245992 С1, МПК7: Е21В 43/00, F17D 1/00, опубл. 10.02.2005), основанные на контроле перепада давления по длине газопровода.

Недостатком данных способов является то, что перепад давления по длине газопровода зависит не только от гидратоотложений, но также от температуры и расхода углеводородной продукции, которые могут измениться (например, при регулировании потока) и вызвать ложное «обнаружение» гидратов. Кроме этого, данные способы не позволяют оценить степень загидрачивания и техническое состояние газопровода.

Известны способ контроля образования гидратов в газопроводе (SU 1384872 А1, МПК4: F17D 3/00; опубл. 30.03.1988), способ контроля образования гидратов в газопроводе (SU 1411720 А1, МПК4: G05D 11/13; опубл. 23.07.1988) и способ контроля образования гидратов в газопроводе (SU 1705666 А2, МПК5: F17D 3/00, опубл. 15.01.1992), согласно которым контроль осуществляют путем сравнения расхода газа в основном трубопроводе, не имеющем запорно-регулирующей арматуры, и в байпасном, имеющем накопитель гидратов в виде гидравлического сопротивления. Соотношение указанных расходов меняется при накоплении гидратов в гидравлическом сопротивлении байпаса, но не зависит от регулирования общего суммарного расхода обоих трубопроводов.

Недостатком данных способов является то, что для их реализации необходим специальный байпас газа, а также периодическая очистка байпасного трубопровода от накапливающихся в нем гидратов. К тому же условия образования гидратов в основном и байпасном трубопроводах могут отличаться (образование гидратов зависит от температуры и давления газа и концентрации в газе ингибитора гидратообразования), и возможна ситуация, когда гидраты будут образовываться только в байпасном трубопроводе, отсутствуя в основном, что вызовет ложную сигнализацию об образовании гидратов в основном газопроводе. Кроме этого, данные способы не позволяют оценить степень загидрачивания и техническое состояние трубопровода.

Известен способ диагностики отложения гидратов или парафинов в трубопроводе транспорта нефти или газа (SU 1665176 А1, МПК5: F17D 5/00, опубл. 23.07.1991), согласно которому определяют отношение приращения величины управляющего воздействия на исполнительный механизм, установленный на этом технологическом трубопроводе, к соответствующему приращению значения расхода транспортируемого потока и по отклонению полученного результата от нормирующего значения судят о наличии гидратных или парафиновых отложений.

Недостатком данного способа является то, что он непригоден для нерегулируемого потока. Кроме того, данный способ не позволяет оценить степень загидрачивания (запарафинивания) и техническое состояние трубопровода.

Известен способ контроля образования гидратов в газопроводе (SU 1690800 А1, МПК5: B01D 9/00, G05D 11/13, 27/00, опубл. 15.11.1991), согласно которому измеряют давление и температуру газа до и после местного сопротивления, рассчитывают температуру газа после местного сопротивления по формуле дроссель-эффекта Джоуля-Томсона и по рассогласованию рассчитанной и измеренной температуры судят об образовании гидратов. Так как образование гидратов сопровождается выделением тепла, то превышение измеренной температуры над расчетной свидетельствует об их образовании.

Способ не зависит от расхода газа, однако пригоден лишь для местного сопротивления в газопроводе, так как на дроссель-эффект протяженного газопровода без местных сопротивлений накладывается теплообмен газа с внешней средой. К тому же данный способ не позволяет оценить степень загидрачивания местного сопротивления или газопровода в целом и оценить их техническое состояние.

Наиболее близким по совокупности существенных признаков и выбранным в качестве прототипа является способ управления процессом предупреждения гидратообразования во внутрипромысловых шлейфах газовых и газоконденсатных месторождений Крайнего Севера (RU 2329371 С1, МПК8: Е21В 43/00, F17D 3/00, опубл. 20.07.2008), согласно которому для обнаружения гидратов измеряют температуру газа на устье скважины и температуру воздуха окружающей среды, по этим значениям с учетом теплообмена газа с внешней средой вычисляют расчетное значение температуры газа на выходе из шлейфа, сравнивают динамику ее изменения во времени с динамикой изменения фактической температуры газа на выходе его из шлейфа и по результату сравнения судят о процессе гидратообразования.

По мере понижения температуры воздуха внешней среды будет понижаться и температура газа в шлейфе. При некотором значении температуры в газе начнется гидратообразование, отложение гидратов на стенках шлейфа и уменьшение его внутреннего диаметра. И вследствие возникновения дроссель-эффекта произойдет падение фактической температуры газа относительно рассчитанной по теплообмену газа с внешней средой.

В расчете значения температуры газа на выходе из шлейфа участвуют давление и температура газа в начале и в конце шлейфа и расход газа [Вяхирев Р.И., Коротаев Ю.П., Кабанов Н.И. Теория и опыт добычи газа. - М., «Недра», 1998].

Недостатком прототипа является то, что в расчете значения температуры газа на выходе из шлейфа дополнительно используются:

- температура воздуха окружающей среды;

- геометрия шлейфа (внутренний и наружный диаметр, шероховатость внутренних стенок, длина шлейфа, разность высот начальной и конечной точек шлейфа);

- коэффициент теплоотдачи газа стенке шлейфа;

- теплопроводность стенки шлейфа;

- теплопроводность теплоизолирующего материала;

- коэффициент теплоотдачи теплоизолирующего материала шлейфа в окружающую среду (который существенно зависит от скорости ветра и снегозанесенности шлейфа и может оказаться разным на разных участках протяженного шлейфа);

- плотность газа.

Кроме этого, в прототипе не оценивается степень загидрачивания и техническое состояние газового шлейфа.

Целью изобретения является создание технического решения, позволяющего по периодически измеряемым технологическим параметрам оперативно оценивать степень загидрачивания и техническое состояние работающего газового оборудования (газопровода, теплообменника, запорно-регулирующей арматуры и т.п.), через которое проходит поток газа.

Изобретение обеспечивает достижение следующего технического результата:

- комплексный учет влияния основных измеряемых технологических параметров, связанных с отложением гидратов в газовом оборудовании;

- использование существующих датчиков оперативного измерения технологических параметров вместо создания специальных устройств;

- оценку степени загидрачивания газового оборудования;

- независимость оценки степени загидрачивания от процесса регулирования расхода газа через газовое оборудование;

- возможность оперативной оценки изменения технического состояния (загрязнения, износа) газового оборудования.

Для достижения названного технического результата периодически измеряют давление газа до и после газового оборудования, температуру газа внутри (или до и после) газового оборудования и расход газа через газовое оборудование.

Новизна заключается в том, что по измеренным значениям указанных технологических параметров формируют показатель загидрачивания газового оборудования и по степени отклонения текущего значения этого показателя от базового, определенного при заведомо безгидратном режиме работы, судят о степени загидрачивания газового оборудования. Для газового оборудования, регулирующего поток газа, дополнительно используют относительную площадь или степень открытия его проходного сечения. Вместо расхода газа через газовое оборудование может использоваться прямо пропорциональный расходу газа результат извлечения корня квадратного из перепада давления газа на замерном сужающем устройстве, находящемся в потоке газа, проходящем через данное газовое оборудование. Дополнительным эффектом изобретения является возможность использовать значение показателя загидрачивания в безгидратном режиме работы для оперативной оценки динамики изменения технического состояния (загрязнения, износа) газового оборудования.

Заявляемый способ контроля степени загидрачивания и технического состояния работающего газового оборудования поясняется чертежами, где на фиг.1 приведена схема реализации способа контроля степени загидрачивания и технического состояния газового оборудования, не регулирующего поток газа, на фиг.2 приведена схема реализации того же способа для газового оборудования, регулирующего поток газа.

На схемах обозначены: газовое оборудование, не регулирующее поток газа 1; газовое оборудование, регулирующее поток газа 2; измерители давления потока газа на входе 3 и выходе 4 газового оборудования; измеритель температуры потока газа внутри газового оборудования 5; вычислитель показателя степени загидрачивания и технического состояния 6; измеритель расхода потока газа 7 после газового оборудования; измеритель относительной площади или степени открытия газового оборудования, регулирующего поток газа 8.

Движение газа через газовое оборудование, не регулирующее поток газа, например, по горизонтально расположенному газопроводу, описывается законом квадратичного трения [Тараненко Б.Ф., Герман В.Т. Автоматическое управление газопромысловыми объектами. - М., «Недра», 1976], согласно которому перепад квадратов давления газа на концах газопровода пропорционален квадрату расхода газа по этому газопроводу, то есть описывается уравнением

где P1 - давление газа в начале газопровода;

Р2 - давление газа в конце газопровода;

- коэффициент, выражающий агрегированным образом свойства газопровода через его длину L, внутренний диаметр D и коэффициент гидравлического сопротивления λ и включающий в себя универсальную газовую постоянную R;

Т - температура газа в газопроводе;

z=z(P, Т) - коэффициент сжимаемости данного газа, зависящий от его давления Р и температуры Т;

Р - среднее давление газа в газопроводе, Р=(Р12)/2;

F - расход газа в газопроводе.

В безгидратном режиме газопровода коэффициент а существенно не меняется и равен некоторому значению αmin. По мере загидрачивания газопровода его коэффициент гидравлического сопротивления λ будет расти, внутренний диаметр D будет уменьшаться, а значение коэффициента α будет увеличиваться (вплоть до бесконечности при расходе F=0). Обратная же величина 1/α в диапазоне от безгидратного режима до полного загидрачивания (закупоривания) газопровода будет изменяться в диапазоне от 1/αmin до нуля и может служить косвенным показателем степени загидрачивания газопровода.

Значение αmin с течением времени может измениться, например увеличиться вследствие отложений пластового песка в газопроводе. То есть базовое значение показателя степени загидрачивания 1/αmin, определяемое в безгидратном режиме, может служить косвенным показателем технического состояния газопровода.

Связь между давлением, температурой и расходом газа, показанная в уравнении (1), справедлива не только для газопровода, но и для других типов газового оборудования, не регулирующих поток газа (запорная арматура, теплообменник и т.п.).

Таким образом, косвенный показатель загидрачивания газового оборудования, не регулирующего поток газа, можно определять по формуле

По мере загидрачивания такого газового оборудования коэффициент а будет изменяться от значения αmin до бесконечности, при этом показатель степени загидрачивания ПГН газового оборудования, не регулирующего поток газа, будет изменяться от некоторого максимального значения до нуля. Причем максимальное значение является косвенным показателем технического состояния газопровода.

Давления, температура и расход газа измеряются датчиками, а коэффициент сжимаемости газа рассчитывается по его измеренному давлению и температуре с использованием известных методик или стандартов [ГОСТ 30319.2-96 «Газ природный. Методы расчета физических свойств. Определение коэффициента сжимаемости»].

Движение газа через газовое оборудование, регулирующее поток газа (кран, клапан, задвижку, штуцер), также описывается законом квадратичного трения [Тараненко Б.Ф., Герман В.Т. Автоматическое управление газопромысловыми объектами. - М., «Недра», 1976], но уравнением следующего вида

где P3, Р4 - давление газа до и после газового оборудования, регулирующего поток газа;

- коэффициент, агрегированно выражающий свойства регулирующего газового оборудования через его коэффициент сопротивления ξ и включающий в себя универсальную газовую постоянную R;

S - площадь проходного отверстия регулирующего газового оборудования, которая может быть определена по формуле S=s·Smax через относительную площадь открытия s проходного отверстия и максимальную площадь открытия 5^;

z=z(P,T) - коэффициент сжимаемости данного газа, зависящий от его давления Р и температуры Т;

Р - среднее давление газа, Р=(Р34)/2;

Т - температура газа в регулирующем газовом оборудовании;

F - расход газа через регулирующее газовое оборудование.

Формула (3) справедлива при до критических режимах течения газа через регулирующее газовое оборудование, то есть когда Р4>0,546·Р3. Однако в реальных производственных условиях критические режимы течения газа, как правило, не допускаются.

В безгидратном режиме коэффициент сопротивления ξ существенно не меняется и равен некоторому значению ξmin. По мере отложения гидратов в регулирующем газовом оборудовании его коэффициент ξ будет увеличиваться (вплоть до бесконечности при расходе F=0), а значение В будет уменьшаться от некоторого значения Bmax до нуля (при расходе F=0).

Значение ξmin с течением времени может измениться, например увеличиться вследствие отложений пластового песка в регулирующем органе или уменьшиться вследствие износа регулирующего органа. То есть базовое значение Bmax, определяемое в безгидратном режиме, может служить косвенным показателем технического состояния регулирующего газового оборудования.

Преобразуем (3) к виду

и обозначим

То есть условный показатель загидрачивания газового оборудования, регулирующего поток газа, можно определять по формуле

По мере загидрачивания газового оборудования, регулирующего поток газа, показатель степени его загидрачивания ПГР будет изменяться от некоторого максимального значения до нуля. Причем максимальное значение является косвенным показателем технического состояния регулирующего газового оборудования.

Таким образом, при формировании показателя степени загидрачивания газового оборудования, регулирующего поток газа, дополнительно (по сравнению с нерегулирующим) используют относительную площадь s его открытия.

При формировании показателя степени загидрачивания газового оборудования (как не регулирующего, так и регулирующего поток газа) вместо расхода газа через гидравлическое сопротивление может использоваться прямо пропорциональный расходу газа корень квадратный из перепада давления на замерном сужающем устройстве, находящемся в потоке газа, проходящем через данное газовое оборудование.

Аналогично, вместо температуры газа в газовом оборудовании возможно использование среднего арифметического температур газа на его входе и выходе.

Предлагаемое техническое решение может быть реализовано в рамках системы управления добычей и подготовкой газа. В частности, в подсистеме управления подачей ингибитора гидратообразования в поток газа, проходящий через газовое оборудование, в котором могут откладываться гидраты (газопровод, теплообменник, запорную или регулирующую арматуру).

Практическая реализация изобретения заключается в следующем.

В режиме реального времени датчиками периодически измеряют давление газа до и после работающего газового оборудования, в котором могут образоваться гидраты, температуру газа внутри (или до и после) данного газового оборудования и расход газа через данное газовое оборудование. Если газовое оборудование регулирует поток газа, то измеряют еще и относительную площадь или степень открытия его проходного сечения. Как вариант, вместо расхода газа через газовое оборудование может использоваться корень квадратный из перепада давления газа на замерном сужающем устройстве, находящемся в потоке газа, проходящем через газовое оборудование.

По измеренным значениям указанных параметров по формуле (2) или (4) также в режиме реального времени и также периодически вычисляют значение показателя загидрачивания газового оборудования. При заведомо безгидратном режиме работы газового оборудования (например, в начале его работы или после ввода ингибитора гидратообразования) значение показателя загидрачивания газового оборудования максимально и принимается (запоминается) в качестве базового. По мере загидрачивания газового оборудования текущее значение показателя его загидрачивания будет постепенно снижаться от некоторого максимального значения, соответствующего безгидратному режиму работы этого газового оборудования, вплоть до нуля, соответствующего полному загидрачиванию данного газового оборудования. По степени отклонения текущего значения показателя загидрачивания газового оборудования от его базового значения, определенного при заведомо безгидратном режиме работы газового оборудования, судят о степени его загидрачивания. Степень отклонения (она же степень загидрачивания) может оцениваться, например, в относительных процентах.

Таким образом, значение показателя загидрачивания газового оборудования может использоваться для оперативного контроля степени загидрачивания газового оборудования.

Максимальные же значения показателя загидрачивания газового оборудования, определяемые (и запоминаемые) в безгидратных режимах в качестве базовых значений, могут служить косвенным показателем технического состояния газового оборудования. Так, снижение со временем базового значения может говорить о засорении газового оборудования, например отложении песка. Увеличение базового значения может говорить об износе или, например, внутреннем разрушении газового оборудования.

1. Способ контроля степени загидрачивания работающего газового оборудования путем периодического измерения давления газа до и после газового оборудования, температуры газа внутри или до и после газового оборудования, расхода газа через газовое оборудование или перепада давления газа на замерном сужающем устройстве, находящемся в потоке газа, проходящем через газовое оборудование, отличающийся тем, что по измеренным значениям формируют показатель загидрачивания газового оборудования и по степени отклонения текущего значения этого показателя от базового, определенного при заведомо безгидратном режиме работы, судят о степени загидрачивания газового оборудования.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что для газового оборудования, регулирующего поток газа, дополнительно используют относительную площадь или степень открытия его проходного сечения.

3. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что определяемые в безгидратном режиме работы газового оборудования базовые значения показателя загидрачивания используют в качестве показателя технического состояния газового оборудования.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к системам управления, предназначенным для обеспечения дистанционного контроля технологическим процессом транспортировки нефти по магистральным нефтепроводам.

Изобретение относится к измерительной технике и может быть использовано для измерения профиля искривления протяженных трубчатых каналов. Измеритель искривления трубчатого канала содержит датчики изгиба (4), подключенные к измерительной схеме.

Изобретение относится к трубопроводному транспорту и может быть использовано для определения пространственного положения подводного трубопровода. В способе измеряют модуль вектора индукции магнитного поля Земли (ВИМПЗ) при помощи магнитометров, установленных совместно с точкой приема сигнала на одном вертикальном носителе, буксируемом за судном.

Группа изобретений относится к трубопроводному транспорту, в частности к защитным устройствам и к устройствам для наблюдения за оборудованием. Предложено предохранительное устройство для заглушки трубы и для трубы, в котором заглушка содержит закрывающую внутреннюю стенку трубы гильзу, при этом предохранительное устройство выполнено для выработки сигнала тревоги.

Изобретение относится к трубопроводному транспорту и может быть использовано для автоматического контроля технологического процесса транспортировки жидкости и газа, например для контроля и управления блоком электроприводных задвижек на участках нефтепроводов, газопроводов, водоводов, расположенных в труднодоступной местности.

Способ и устройство предназначены для управления внутритрубным объектом. Способ заключается в дистанционном управлении внутритрубным объектом с помощью команд управления по двум каналам управления - низкочастотному электромагнитному каналу и радиоканалу метрового диапазона волн, причем низкочастотные электромагнитные сигналы излучают и принимают с помощью приемо-передающего оборудования, установленного вне и внутри трубопровода, а сигналы, передающиеся по радиоканалу метрового диапазона волн, излучают и принимают с помощью приемо-передающего оборудования, установленного внутри трубопровода, используя его в качестве волновода, с размещением одного комплекта приемо-передающего оборудования метрового диапазона волн на внутритрубном объекте.

Изобретение относится к контрольно-измерительной технике и может использоваться для определения планово-высотного положения подземного магистрального трубопровода.

Изобретение относится к измерительной технике, в частности средствам бесконтактной диагностики, представляет собой устройство для диагностики технического состояния металлических трубопроводов и может быть использовано при дефектоскопическом контроле состояния, например напряженно-деформированного состояния металла трубопровода, нарушения целостности трубопровода и изоляционного покрытия и т.п., подводных и/или подземных нефте- и газопроводов и других металлических трубопроводов.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для укрытия вантуза, располагаемого на линейной части магистрального трубопровода, с целью защиты от несанкционированного доступа к вантузу сторонних лиц.

Изобретение относится к трубопроводному транспорту нефтегазохимических продуктов, в частности к приборам и устройствам для контроля технического состояния трубопровода.

Изобретение относится к механизированной добыче жидкости из нефтяных скважин и может быть использовано для оптимизации технологии периодической эксплуатации скважин, дебит которых меньше минимальной допустимой подачи электроцентробежного насоса.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для определения характеристик буровой скважины для проведения операции бурения. Заявлены способы и системы для сбора, получения и отображения индекса азимутальной хрупкости буровой скважины.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано в добывающих скважинах для снижения давления сепарированного попутного газа в затрубном пространстве и повышения притока нефти из пласта.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к вторичным и третичным методам увеличения нефтеотдачи пластов с пониженной нефтенасыщенностью, предусматривающим применение оборудования для выработки газообразного азота с высоким давлением и температурой.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано, в частности, для продления безводного режима эксплуатации нефтяных скважин.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для перепуска затрубного газа в колонну насосно-компрессорных труб - НКТ в скважинах, эксплуатируемых установками штанговых насосов.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации нефтедобывающей скважины. Технический результат - повышение добычи нефти.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способу удаления жидкости глушения из газовой скважины при пластовом давлении ниже гидростатического.

Группа изобретений относится к топливно-энергетическому комплексу и может быть использована, преимущественно, при отработке удаленных нефтяных месторождений в экстремальных климатических условиях.

Изобретение относится к области освоения месторождений углеводородов и может быть использовано для контроля за перетоками углеводородов из осваиваемого месторождения в вышележащие пласты-коллекторы.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам автоматического управления технологическими процессами при эксплуатации скважин нефтегазового месторождения. Технический результат - повышение эффективности способа за счет повышения дебита нефти, уменьшения объема перекачиваемой воды и сокращения потребляемой электроэнергии. По способу используют нагнетательные скважины и добывающие скважины, оборудованные насосными установками с электродвигателями. На устье каждой из скважин устанавливают пассивно-акустический многофазный расходомер. Непрерывно в режиме реального времени измеряют давление, температуру и дебит каждой фазы, в том числе воды. Собирают и передают информацию в систему автоматизированного управления производственным процессом непрерывно в режиме реального времени. Информацию усредняют за определенный период времени. Обрабатывают и определяют средний дебит по фазам за выбранное время. Сравнивают с заданными параметрами и на основе информации о дебите каждой фазы устанавливают зависимость дебита каждой скважины от объемов закачанной пластовой воды. Выбирают вариант работы насосных установок с электродвигателями добывающих скважин и поддерживают пластовое давление таким образом, чтобы дебит нефти был максимальным, а объем перекачиваемой пластовой воды и расход электроэнергии - минимальными. При этом при выходе расчетных значений дебитов за заданные границы дебитов выполняют одно из действий: снижают производительность насосной установки за счет снижения числа оборотов электродвигателя; повышают производительность насосной установки за счет повышения числа оборотов электродвигателя; останавливают на определенное время насосную установку для накопления нефти в забое скважины. Продукцию добывающих скважин сепарируют на фазы и транспортируют, в зависимости от фазы, в систему сбора нефти и газа или систему поддержания пластового давления. 1 ил.
Наверх