Для восстановления дебита нефтяной скважины, оборудованной УЭЦН, периодическим удалением различных видов осадков (неорганических солей, асфальтосмолопарафиновых веществ АСПВ, пескосодержащих веществ и др) с внутренней поверхности колонны НКТ, внутренней полости и приемного модуля насоса.
Разработаны три типа клапана с различными принципами открытия режима промывки.
1) от веса груза, спускаемого в НКТ;
Клапан, открывающийся от веса груза, спускаемого на скребковой проволоке в НКТ через устьевой лубрикатор, показан на рисунке в положении открытия канала для закачки растворителя (1-й тип). Клапан применяется при глубинах спуска насоса до 2000 м. На больших глубинах спуска применяется клапан второго типа.
2) повышением давление в НКТ на устье скважины агрегатом, закачивающим растворитель;
Клапан, открывающийся в результате создания избыточного давления в НКТ с устья скважины, представлен на рисунке в положении закачки растворителя в НКТ (2-й тип)
Давление открытия клапана регулируется пружиной в зависимости от потребности (может быть сделано непосредственно на месторождении).
3) от реверсивного включения насоса УЭЦН.
При включении УЭЦН в работу в седло клапана выдвигается шток на высоту до 5…10 мм от сечения посадки клапана. При остановке УЭЦН для удаления АСПО из НКТ выдвижной сток остается на месте, что не позволяет шару седла перекрыть его. В этот период производят закачку объема растворителя АСПО в НКТ с устья. После закачки растворителя производят кратковременное вращение вала УЭЦН в противоположном направлении. При этом шток переместится вниз и шар перекроет седло.
Далее выдерживается время для растворения осадка и после этого запускаются УЭЦН в работу. Шток вновь переместится вверх, а добываемая продукция приподнимет шар и начнет поступать в НКТ. Растворенные АСПО вытесняются в напорную сеть из очищенной колонны НКТ.
В других случаях остановки УЭЦН, не связанных с АСПО, закрытие клапана может быть осуществлено кратковременным вращением насоса в обратном направлении.
Такая конструкция клапана не требует расчета давления, необходимого для его открытия и закачки растворителя.
СКВАЖИННЫЙ ДЕБИТОМЕР ЖИДКОСТИ И ГАЗА
Дебитомер эксплуатируется в стационарном режиме, устанавливается на манифольдной линии отдельной скважины или на централизованных площадках измерения дебитов группы скважин.
Дебитомер производит циклическое заполнение калиброванной емкости водогазонефтяной продукцией скважины и замеры в конце цикла гидростатического перепада давления по высоте емкости и времени ее заполнения.
В сравнении с известными стационарными средствами измерения продукции скважин позволяет объемным методом определить массовые дебиты нефти, воды, а также объемный расход нерастворенного газа в жидкости.
Отличается простотой конструкции и высокой надежностью, малыми габаритами, весом и стоимостью изделия.
ВИСКОЗИМЕТР НЕФТИ ПРОМЫСЛОВЫЙ ВНП 1-4,0-90
Метод измерения вязкости основан на замере времени качения шарика в калиброванной трубке прибора. В период заполнения полости прибора жидкостью под давлением производят одновременно отвод свободного газа в атмосферу.
Измерения могут производиться при различных углах наклона корпуса прибора к горизонтали в зависимости от вязкости жидкости.
КОМПРЕССОР
Особенности конструкции и основные преимущества
Компрессор позволяет откачать газ из затрубного пространства в коллектор и снизить Pзатр до 1 атм. За счёт снижения Pзатр вырастает уровень в скважине, что позволяет произвести интенсификацию добычи. За счет дополнительного отбора жидкости снижается динамический уровень и забойное давление.Увеличивается депрессия, как следствие увеличивается дебит скважины. Интенсификация добычи без проведения каких-либо внутрискважинных работ.Подключение компрессора и запуск его в работу не требует остановки добывающей скважины.Установка является мобильной и не требует длительного времени и затрат на перестановку. Работа компрессора при любом составе попутного-нефтяного газа.Не требуется строительства дополнительных трубопроводов.
