Титульная   /   Пресс-центр   /   Публикации в СМИ

Есть эффект!

телерадиокомпания СТВ, от 22.03.2019

 В «Томскнефти» успешно завершились опытно-промысловые испытания нового погружного оборудования, предназначенного для эксплуатации малодебитного фонда. Установка электроплунжерного насоса, спущенная в одну из скважин Советского месторождения, бесперебойно отработала 486 суток и продолжает качать нефть.

С оборудованием, которое позволило бы более эффективно эксплуатировать малодебитный фонд скважин, томские нефтяники экспериментируют с 2015 года. Первой ласточкой была установка электродиафрагменного насоса. Любопытная новинка, отмечает ведущий инженер УДНГ Андрей Зубарев, но, к сожалению, имела ряд недоработок. В 2016-м специалисты управления заинтересовались оборудованием российской корпорации «ТРИОЛ» и взяли установку электроплунжерного насоса на опытно-промысловые испытания, которые начались в 2017 году.

Андрей Зубарев, ведущий инженер УДНГ АО «Томскнефть»:

«Насос представляет аналог штангового насоса, с двумя шариками - клапанами всасывающими и нагнетательными. Только в этом случае приводом для него является не станок-качалка с колонной штанг, а двигатель расположен внизу насоса самого, в скважине, является вентильным, с поступательным движением».

Оборудование с честью выдержало испытания. Его наработка сегодня - более 480 суток, что превысило заявленный период ОПИ в 365 суток. Пока это меньше, чем у штангового насоса, который был спущен в скважину прежде (у него наработка доходила до 1400 суток). Но в «Томскнефти» надеются, что экспериментальная установка превысит данную цифру.  

Андрей Зубарев, ведущий инженер УДНГ АО «Томскнефть»:

«С учетом тех преимуществ, которые мы уже получили. А мы получили заглубление, во-первых. Нам удалось ниже спуститься в скважину, получить большую депрессию и, за счет специальных алгоритмов станции управления мы получили больший дебет в сутки - прирост и энергоэффект до 33%. Технически мы ОПИ провели и закрыли успешно. И показали весь эффект управляющей компании, которая осталась довольна. И мы в том числе, и производитель. Но интересность момента в том, что сам производитель не останавливается на том, что он что-то сделал, передал заказчику и все забыл. Нет. У нас продолжаются отношения. И больше не в технической части, а в интеллектуальной. То есть мы сейчас «заточены» на проработку, на усовершенствование программного обеспечения станции управления».

В феврале, говорит Андрей Зубарев, на скважине успешно опробовали разработанный производителем алгоритм максимизации дебита. Теперь планируют испытать алгоритмы, которые позволят увеличить КПД насоса, а именно отследить качество наполнения цилиндра пластовой жидкостью.

Андрей Зубарев, ведущий инженер УДНГ АО «Томскнефть»:

«Он будет достаточно высокий. По сравнению с ШГНом - там КПД порядка 40%, УЭЦН, который работает в условно-постоянном режиме, - там около 16%. Здесь мы будем стремиться к более высоким показателям, соответственно это будет влиять на работу установки и скважины в целом. То есть это длительная наработка, это прирост по дебету - те ключевые показатели, которые ждем мы, нефтяники».

Малодебитный фонд предприятия - около тысячи скважин. Поэтому проблема подбора эффективных установок для их эксплуатации весьма и весьма актуальна. Наряду с «Томскнефтью» с альтернативным оборудованием экспериментируют еще несколько добывающих обществ «Роснефти». Какое именно в конечном итоге будет выбрано для тиража, покажет время. 

 

Все новости