Результаты внедрения комплекса оборудования для отбора газа из затрубного пространства нефтяных скважин
А.А. Исаев

ООО УК «Шешмаойл»
Для увеличения коэффициента подачи штангового насоса и дебита установки, снижения износа штанговых винтовых насосов разработан комплекс оборудования по отбору газа из скважин (далее — КОГС). Снижение давления газа в затрубном пространстве скважины является значительным резервом увеличения добычи нефти.
Проведены измерения газового фактора нефти, дебита и обводненности жидкости на скважинах с КОГС. Исследованиями установлено, что наибольший эффект от применения комплекса может быть достигнут при максимальном давлении газа в затрубном пространстве скважины. Исследовано влияние изменения давления в затрубном пространстве на величину динамического уровня пластового флюида в скважине. Обоснована необходимость удаления газа из межтрубного пространства и призабойной зоны скважин. Внедрение вакуумирования затрубного газа позволило снизить износ винтовых насосов на 33%, что составило 24%.

Повсеместное применение на промыслах сборной лучевой системы сопровождается ростом устьевых давлений скважин, что вызывает увеличение затрубного давления в скважине [1–4].
Цель работы — откачка газа из затрубного пространства скважины для повышения динамического уровня в затрубном пространстве скважины.
Для откачки газа применяют устьевые обратные клапаны; перепускные клапаны, установленные на НКТ; компрессоры, установленные на станке-качалке или устьевой арматуре.

Недостатками устьевых обратных клапанов является замерзание при низких температурах, скопление конденсата в устройстве, а также эффективная работа клапанов возможна только при повышенном значении затрубного давления по сравнению с давлением в напорном трубопроводе.

Основных недостатков устьевых обратных клапанов лишены перепускные клапаны, однако при несоблюдении условий образования заданного перепада между затрубным и линейным давлением срабатывание клапана не произойдет.
Помимо вакуумирования в добывающих скважинах в ряде случаев целесообразно использование данной технологии в нагнетательных скважинах, при этом скважину останавливают, вакуумирование продолжают до появления нефтяного газа, что по времени может занять двое и более суток. В результате вакуумирования нагнетательной скважины происходит удаление неподвижных газовых пузырьков из пор и трещин пласта, в результате чего увеличивается приемистость скважины.
Принудительный отбор газа из затрубного пространства скважины позволит исключить выбросы вредных веществ в атмосферу, свести к минимуму риск снижения динамического уровня на приеме насоса, стабилизировать динамический уровень жидкости, и тем самым увеличить межремонтный период скважины.
Таким образом, снижение давления газа в затрубном пространстве является значительным резервом увеличения добычи нефти. Для удаления выделяемых газов, скапливаемых в межтрубном пространстве и призабойной зоне скважин руководством ООО УК "Шешмаойл" перед отделом инноваций и экспертизы была поставлена задача разработать технические средства: установки для вакуумирования скважин (далее — УВС) и комплексы по отбору газа из скважин (КОГС) [5, 6].

Разработка оборудования для вакуумирования
Конструкция УВС и КОГС разработана на основе поршневых компрессоров, согласно ГОСТ Р54 802-2011 «Компрессоры поршневые газовые, агрегатированные».
1 – компрессор
2 – электродвигатель
компрессора
3 – основание
4 – каркас
5 – блок управления
6 – ресивер
7 – емкость сбора
конденсата
8 – водокольцевой
вакуумный насос
9 – радиатор охлаждения
10 – нагнетающий насос
11 – манометр
12 – вакуумметр
13 – сани
Общий вид комплекса по отбору
газа из скважин
Габаритные размеры УВС и КОГС отличаются, одинаковые только по ширине (1500 мм), в длину КОГС длиннее на 800 мм и составляет 2800 мм за счет размещения в установке дополнительного оборудования: вентилятор, обогрев, газоанализатор, модернизированная система обвязки. Высота КОГС — 2700 мм, в УВС высота — 1500 мм, увеличение высоты обусловлено размещением конденсатосборника внизу КОГС. Производительность по всасыванию УВС и КОГС одинаковые (0,95 м³/мин), т.к. используются одного типоразмера компрессоры. Мощность КОГС (20,5 кВт) выше мощности УВС (11 кВт) в связи с наличием дополнительного оборудования. Максимальное рабочее давление УВС и КОГС — 2,5 МПа.
УВС и комплекс КОГС монтируются на устье скважины, при этом их конструкция выполнена под стандартное устьевое оборудование, не требующее переоснащения оборудования устья скважины.
Конструкция установок обеспечивает подключение установок к затрубному пространству нескольких скважин и к системе сбора их продукции – нефтепроводу. Производится постоянный контроль величины давления на входе и выходе установок. Обеспечивается сбор конденсата в конденсатосборник. КОГС и УВС работают в автономном автоматическом режиме, поэтому, согласно «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности ПБ в нефтяной промышленности» от 12.03.2013, постоянное присутствие оператора при работе компрессорной установки не требуется.

Установки выполнены в едином корпусе, подключаются к затрубной задвижке стандартной устьевой арматуры через специальный тройник (узел отбора газа). Узел отбора газа обеспечивает снятие эхолотом эхограммы, при необходимости подключение дозатора. Подключение компрессорной установки производится рукавом низкого давления от затрубного пространства скважины до установки и рукавом высокого давления от установки до манифольдной линии. Рукава оснащаются быстросъемными соединениями, нагревательной лентой и теплоизоляцией для предотвращения скапливания в них конденсата.
Компрессорная установка — «Комплекс по откачке газа из скважин» сертифицирована. Сертификат соответствия № ТС RUC-RU.AЯ54.В.00254, серия RU №0140938.
В России отсутствует выпуск газовых компрессоров на необходимые параметры, поэтому были вынуждены адаптировать к заданным условиям воздушный компрессор. При назначении данного компрессора были учтены и предусмотрены необходимые требования к контролю, автоматизации и соблюдению требований безопасности, которые реализовывались введением дополнительных элементов и систем контроля и управления, в том числе в систему смазки, введением системы сбора сбросных газов и др., что позволило сертифицировать комплекс КОГС.

Одной из особенностей при работе КОГС на некоторых кустах скважин является выдавливание масла из картера в масляный бачок. Для предотвращения данного явления была предложена установка обратных клапанов между картером и масляным бачком. Эксплуатация комплексов с установленными обратными клапанами подтвердила правильность предложения.
Надежность работы комплексов КОГС, как и другого создаваемого оборудования, зависит как от разработанной конструкции, ее доработки по результатам промысловых испытаний, так и от качества изготовления и сборки.

Проводимые промысловые испытания опытной партии комплекса КОГС подтверждают в целом его работоспособность. Однако, в зависимости от состава, свойств и количества откачиваемого газа, параметров откачки, давления на входе и выходе из комплекса, значительных минусовых температур, работоспособности покупного компрессора, и других условий на каждом кусте скважин, проявляются свои особенности в работе комплекса КОГС, в итоге вышеперечисленные факторы могут повлиять на наработку КОГС.
Используемые методы, технологии, инструменты
Для измерения массового расхода жидкости и общей массы вещества при постоянных и переменных расходах применялся счетчик жидкости СКЖ, который устанавливался на устье добывающей скважины, на узле оперативного контроля.
Для определения уровня жидкости и измерения величины давления
в затрубном пространстве нефтяных скважин, а также для исследования (методом динамометрирования) работы скважин с глубинными штанговыми насосами (далее — ШГН) с целью контроля работы насосного оборудования, получение динамограммы работы ШГН применялся комплекс МИКОН-101.
Интерпретация данных
осуществлялась программным обеспечением «Менеджер Измерений» с выводом информации в ИС "Крон".
Для регистрации, обработки и хранения эхограмм и динамограмм
применялся блок регистрации, в основном, БР-21. По динамограммам можно определить дебит установки, коэффициенты подачи и наполнения насосов.
Для преобразования акустических сигналов в электрические
а также преобразования давления в электрический сигнал использовалось устройство приема акустических сигналов УПАС-22П. Акустический сигнал принимается пьезоэлектрическим микрофоном, который устойчив к воздействию сероводорода. На скважинах с затрубным давлением более 0,05 МПа применялось устройство приема акустических сигналов УПАС-22Т, в котором пьезоэлектрический микрофон в устройстве отсутствует, что делает прибор более надежным.
Для измерения относительной нагрузки на штоке
а также для определения длины перемещения штока использовался динамометр накладной ДН-117, который устанавливается на нерабочую часть полированного штока ШГН скважины. Зажимной винт предназначен для задания оптимального усилия зажима.
Для определения глубины уровня жидкости
в затрубном пространстве до 600 м и создания акустического воздействия в скважинах без давления применялось устройство генерации акустических сигналов УГАС-25.
Для измерения параметров
на электродвигателях использовали различные приспособления, способные замерить силу тока, сопротивление и вольтаж: вольтметр, амперметр, мультиметр или токоизмерительные клещи.
Замер обводненности и вязкости
осуществляли путем отбора проб с устья скважины с последующим анализом в лаборатории: обводненность по методу дистилляции (Дина-Старка) или линейкой (шкалой) на пробе, вязкость — вискозиметром.
Исследования проводились следующим способом
анализировались динамограммы до и после создания вакуума, сравнивались показатели коэффициентов подачи и наполнения, динамических уровней, наработки, дебита, обводненности, вязкости нефти, нагрузок на головку балансира, токовых нагрузок на привод установок штангового винтового насоса (далее — УШВН).
Эксплуатация установок штанговых винтовых насосов с вакуумированием
Важной задачей также было изучение влияния вакуумирования на износ винтового насоса. Известно [7], что при эксплуатации скважины с давлением на приеме погружного насоса (Рпр) ниже давления насыщения выделяется агрессивный газ, который влияет на коэффициент подачи насоса и наработку штангового винтового насоса (далее — ШВН), материал эластомера которого при этом насыщается.
В АО "Шешмаойл", АО "Иделойл" и АО "Кондурчанефть" по причине эксплуатации скважины при условии превышением давления насыщения Рнас над давлением на приеме насоса Рпр произошли отказы и последующие 44,6% ремонтов от всего числа случае [7].

Степень изнашивания эластомера при благоприятных условиях эксплуатации скважины составляет 29,5%, при выборке 58 насосов, происходит естественный износ эластомера штангового винтового насоса. Благоприятные условия эксплуатации скважин подразумевают эксплуатацию без механических примесей в откачиваемой жидкости, с условием Рпр>Рнас , на скважинах без учета механических примесей. И при условии: Рнас>Рпр — степень износа увеличивается до 36,42%, выборка составила 31 насос. Неблагоприятные условия эксплуатации скважины в совокупности с наработкой насоса увеличивают вероятность выхода из строя винтового насоса.
Степень износа винтового насоса:
24,28%

при оборотах ротора до 21 млн
19,5%,

при оборотах в диапазоне 21–42 млн
41,37%

при более 42 млн оборотов
Необходимо поддерживать динамический уровень над винтовым насосом, что приводит к повышению давления на приеме насоса и изменению условия к Рпр>Рнас. На 16 скважинах Дачного, Северного, Летнего, Новошешминского и Краснооктябрьского месторождений (Республика Татарстан) провели эксперимент с вакуумированием затрубного газа и последующими стендовыми испытаниями насосов с целью определения степени износа штанговых винтовых насосов. Степень изнашивания ШВН составила 24%, что ниже на 34% при эксплуатации установок штанговых винтовых насосов с Рнас>Рпр [8].
Результаты эксплуатации скважин с УВС в АО "Шешмаойл"
АО "Шешмаойл" эксплуатирует 4 месторождения: Летнее, Северное, Ново-Шешминское, Краснооктябрьское. Первые испытания УВС для вакуумирования скважин на кусте 609(3) Краснооктябрьского месторождения были проведены с 29.05.2011 г., получены следующие результаты:
1. Скважина 9715
— во время вакуумирования увеличился коэффициент подачи Кпод с 0,41 до 0,72 и средний дебит по динамограмме (с 2,4 до 4,11 м3/сут), дополнительная нефть составила 56,5 т. После вакуумирования эффект продолжался, дополнительная нефть составила 32 т.
2. Скважина 9710
— во время вакуумирования увеличился Кпод с 0,43 до 0,62 (в течение 26 суток) и средний дебит по динамограмме (с 2,75 до 3,33 м3/сут), дополнительная нефть составила 17,2 т. После 20 суток вакуумирования эффект снизился до первоначальных значений, по динамограмме – не заполнение насоса («пистолетит»).
3. Скважина 9721
— во время вакуумирования увеличился Кпод с 0,5 до 0,55 (в течение 22 суток) и средний дебит по динамограмме (с 1,8 до 2,06 м3/сут), дополнительная нефть составила 2 т. После 20 суток вакуумирования эффект снизился до первоначальных значений, по динамограмме — не заполнение («пистолетит»). После вакуумирования средний дебит увеличился на 0,3 т в течение 1 месяца, дополнительная нефть составила 16,06 т.
4. Скважина 703
— во время вакуумирования увеличился Кпод с 0,45 до 0,65 (в течение 12 суток) и средний дебит по СКЖ (с 2,55 до 2,82 м3/сут), дополнительная нефть составила 18,4 т. После вакуумирования эффект не наблюдаелся. По динамограмме – не заполнение насоса.
5. Скважина 9204
— во время вакуумирования увеличился Кпод с 0,53 до 0,67 (в течение 20 суток) и средний дебит по СКЖ в течение 20 суток (с 4,5 до 6,8 м3/сут), дополнительная нефть составила 47 т, после чего дебит и Кпод уменьшился. После вакуумирования эффект не наблюдался. По динамограмме – не заполнение («пистолетит»).
6. Скважина 9711
— скважина периодическая, проведение вакуумирования на работу скважины не повлияло.
7. Дополнительная нефть
по динамограммам на кусте 609(3) во время вакуумирования (с 31.05.11 г. по 06.07.11 г.) и после вакуумирования составила 189 т.
С 08.07.2011 г. на кусте 9845 Краснооктябрьского месторождения УВС обвязаны 5 скважин, основные выводы по эффективности УВС на кусте 9845 представлены в таблице. Дополнительная нефть на кусте 9845 с 07.07.2011 г. по 29.05.2012 г. составила 904 т.
подробнее
Дополнительная добыча нефти на кусте 9859 составила 2,1 т/сут, причем эффект наблюдается на всех четырех скважинах: на скв. 9859 снизилась обводненность с 87% до 80%, дополнительная нефть составила 92 т; на скв. 9844 — 74 т; на скв.9853 - 237т; на скв.9851 - 104т.

На кусте 9850 эффект присутствует только на скв. 9854 (+0,12 т/сут), дополнительно добыли 7 т, на скв. 9849 эффект был кратковременный, только в начальный период вакуумирования, дополнительная нефть — 40 т. На скв. 9850 эффект также незначительный.

В таблице представлен перечень скважин с существенным эффектом от внедрения УВС на кустах блок-гребенок (БГ) БГ-3728, БГ-3739, БГ-9766, БГ-3463 и групповых замерных установках (ГЗУ) ГЗУ-6, ГЗУ-10, ГЗУ-7, ГЗУ-2. На данных объектах эксплуатация велась в ручном режиме с 09.08.2012 г.
подробнее
Скважины 3733, 3730, 3739, 3741, 3763 эксплуатируются УШВН, при вакуумировании на данных скважинах зафиксированы снижение токовых нагрузок на 16%.

На большинстве скважин при вакуумировании вырастал динамический уровень, что позволило увеличивать наполнение и подачу насосов. Изменение уровней показано в таблице.
подробнее
Две скважины (3738, 3726) вывели из циклики, благодаря вакуумированию. Имеются случаи снижения обводненности:
подробнее
На скв. 9766, 9768, 9883, 3464, 3455, 3736, 3735, 3767, 3768, 3770, 9343, 9345 — без эффекта, существенных изменений не обнаружено, связано это с очень малым сроком эксплуатации УВС, несколько часов в сутки (1–2 часа).
на 18%

увеличились коэффициенты наполнения и подачи насосов
66%

эффективность внедрения в начальный период эксплуатации
1814 т

дополнительная добытая нефть
Общая дополнительная добытая нефть на кустах 609 с обвязкой 18 скважин (в период с 05.09.2014 г. по 31.12.2016 г.) составила 610 т. На кустах 609 была определена зависимость средних показателей подачи насоса от затрубного давления и выявлено, что чем ниже затрубное давление с одновременным повышением динамического уровня, тем выше коэффициент подачи насоса.
Результаты эксплуатации скважин с УВС в АО "Иделойл"
АО "Иделойл" эксплуатирует Дачное месторождение, характеризующееся высокой вязкостью нефти и низкими пластовыми давлениями. Первые внедрения УВС были на кустах 10 и 626, вакуумирование производили с 22.04.2013 г.
В таблице представлены 14 скважин с существенным эффектом от внедрения УВС на 5 кустах.
подробнее
На 20 скважинах получен прирост динамического уровня, изменение уровней показано в таблице, при этом увеличились коэффициент подачи насосов, в среднем на 18,8 %.
подробнее
На скв. 1369 — без эффекта, существенных изменений не обнаружено, связано это cо сроком эксплуатации УВС, несколько часов в сутки (1–2 часа). В связи с отсутствием замеров по СКЖ и динамограммам, данных по динамическим уровням эффективность внедрения УВС на скв.1309, 3517 и 1401 оценить не представляется возможным.
на 2–5%

снизилась обводненность на 8 скважинах
3918,6 т

за время эксплуатации четырьмя УВС в АО "Иделойл" с 2013 по 2017 годы было добыто дополнительно на 20 скважинах
на 80 м

поднимается динамический уровень при вакуумировании
Согласно графикам динамограмм по скважинам АО "Иделойл", до вакуумирования и во время процесса видно улучшение (наполнение) динамограммы при вакуумировании, Кпод и дебит по динамограмме увеличивается.
Внедрение КОГС
Новые КОГС внедрены в АО "Иделойл", АО "Шешмаойл", АО "Геотех", АО "Геология" и АО "Татнефтеотдача". По состоянию на 10.09.2019 г. эксплуатируются 105 КОГС.
Процесс вакуумирования при эксплуатации скважины установкой ШВН
Дополнительная нефть на 1 скважину по АО "Иделойл" составила в среднем 0,2
т/сут. Из внедренных 38 установок КОГС в АО "Иделойл", без экономического эффекта — 3 установки, средняя дополнительная добыча на установку составила меньше 0,4 т/сут. По установкам КОГС с эффектом — дополнительная добыча составила на одну КОГС 1,03 т/сут.
Прогнозная дополнительная добыча:
9488

тонн нефти в год по АО "Иделойл"
7859

тонн нефти в год по АО "Шешмаойл"
Из 48 КОГС в АО "Шешмаойл" без эффекта установка КОГС на скв. 567, т.к. в период с 7.10.2017 г. по 21.10.2017 г. проводился гидроразрыв пласта и сложно оценить эффективность мероприятия. Итого по АО "Шешмаойл" общая дополнительная добыча нефти составила на 1 КОГС — 1,9 т/сут. Аналогичная картина просматривается и в других компаниях, эксплуатирующих КОГС.
Дополнительная добыча нефти, т
За время внедрения УВС и КОГС в совокупности дополнительно добыто 49516 т нефти
В таблице представлена информация по количеству оборудованных данным комплексом скважин и дополнительно добытой нефти по некоторым КОГС.
подробнее
Замер газового фактора на скважинах с УВС
Согласно исследованиям, проведенным АО «ОЗНА» по замеру газового фактора передвижной лабораторией промысловых исследований, коэффициент сепарации газа на приеме глубинного насоса более 0,9, т.е. основная часть свободного газа, вышедшая из газожидкостной смеси на приеме насоса при давлениях 0,1–0,2 МПа поступает в затрубное пространство [9].
Проведены измерения газового фактора нефти, дебита и обводненности жидкости передвижной установкой (УЗГФ) на 11 скважинах Заречного месторождения АО «Геотех».

На большей части скважин установлены установки по вакуумированию УВС. На 5 из 6 скважинах (112, 116, 118, 121, 2143) не удалось замерить газовый фактор из-за отсутствия достаточного количества газа (основной части технологического процесса измерения количества поступившего газа в измерительную емкость). Причина этого состоит в том, что отобранный из затрубного пространства с помощью УВС газ не участвует в измерениях, а отводится в коллектор, минуя УЗГФ. Получается, УВС, создавая вакуум, выкачивает газ из продукции скважины как минимум до 225 метров, в таком случае вакуумирование при определенных условиях может выкачивать газ из пласта, и снижать эффект Жамена, увеличивая подвижность нефти. Это еще одно из преимуществ создания вакуума в затрубном пространстве скважины.
ИТОГИ
При дисконтированном сроке окупаемости 1,09 лет индекс доходности дисконтированных затрат составляет 1,35.
Значительного увеличения вязкости нефти при вакуумировании не выявлено, только на 5 скважинах было зафиксировано увеличение вязкости, в среднем с 120 до 180 мПа·с. Увеличение наполнения динамограммы при вакуумировании, в среднем, составляет на 40%.
ВЫВОДЫ
1. Удаление газа из пласта улучшает условия притока нефти к скважине, снижает негативное влияние газа на работу насоса, дает возможность получить дополнительные объемы нефтяного газа, а также исключаются выбросы вредных веществ в атмосферу, в связи с этим разработаны установки по вакуумированию скважин.

2. По состоянию на 10.09.2019г. в эксплуатации находятся 105 КОГС и УВС (48 — в АО "Шешмаойл", 38 — в АО "Иделойл", 6 — в АО "Геотех", 10 — в АО "Геология", 3 — в АО "Татнефтеотдача"), к КОГС и УВС подключены 471 скважина.

3. Экспериментально установлено, что степень изнашивания ШВН при вакуумировании скважин ниже на 34%, чем при эксплуатации установок штанговых винтовых насосов с Рнас>Рпр.

4. При исследовании газового фактора с вакуумированием скважины выявлено обнуление газового фактора как минимум при динамическом уровне выше длины спуска насоса на 225 метров.

5. С 2011 года исследования по влиянию вакуумирования на основные технологические показатели скважины и установок для добычи показало следующее:
- большая часть скважин до применения КОГС работала с затрубным давлением 0,2–1,0 МПа. После установки и запуска КОГС затрубное давление снижалось до минус 0,05-0,08 МПа, а динамический уровень значительно повышался в пределах 60–300 м, среднее значение — 130 м;
- на скважинах с положительным эффектом от КОГС средний прирост дебита нефти составляет 0,1–2,0 т/сут, по жидкости от 0,1–0,2 до 5–6 м3/сут.

6. На всех КОГС и УВС разработаны, испытаны и внедрены системы автоматизации.

7. Применение КОГС на скважинах является эффективным мероприятием с технологической и экономической точек зрения, имеет положительный результат в т.ч. и для снижения износа ШВН.
ЛИТЕРАТУРА
1. Севастьянов А.В., Иванов А.А., Фаткуллин А.С. Технология отвода газа из затрубного пространства нефтяных скважин // Нефтепромысловое дело. 2014. №9. С. 30–31.

2. Тронов В.П. Сепарация газа и сокращение потерь нефти. Казань: Фэн, 2002. 408 с.

3. Исаев А.А. Внедрение интеллектуальной установки для вакуумирования типа КОГС // Нефть. Газ. Новации. 2018. №12. С. 52–56.

4. Исаев А.А., Тахаутдинов Р.Ш., Малыхин В.И., Шарифуллин А.А. Эффективная система добычи нефти // Нефтепромысловое дело. 2018. №11. С. 49–54.

5. Исаев А.А., Малыхин В.И., Шарифуллин А.А. Улучшение экологической безопасности на устье добывающих скважин // Нефть. Газ. Новации. 2019. №4. С. 40–44.

6. Исаев А.А., Тахаутдинов Р.Ш., Малыхин В.И., Шарифуллин А.А. Разработка автоматизированного комплекса по отбору газа из скважин // Нефть. Газ. Новации. 2017. №12. С. 38–45.

7. Исаев А.А. Разработка штанговых лопаток для винтовых насосных установок при эксплуатации осложненных скважин. Уфа: УГНТУ, 2016. 126 с.

8. Исаев А.А., Тахаутдинов Р.Ш., Малыхин В.И., Шарифуллин А.А. Эффективность удаления газа из скважины. Георесурсы, 20 (4), Ч.1, С. 359–364.

9. Исаев А.А., Тахаутдинов Р.Ш., Малыхин В.И., Шарифуллин А.А. Измерение свободного и растворенного газа в нефти в условиях присутствия в продукции скважины пластовой воды // Нефтепромысловое дело. 2018. №12. С. 59–63.
Материалы и методы
Ключевые слова
Для цитирования
Поступила в редакцию
УДК и DOI
Для определения уровня жидкости и измерения величины давления в затрубном пространстве нефтяных скважин, а также для исследования (методом динамометрирования) работы скважин с глубинными штанговыми насосами с целью контроля работы насосного оборудования, получение динамограммы работы насосов применялся комплекс МИКОН-101. Интерпретация данных осуществлялась программным обеспечением «Менеджер Измерений» с выводом информации в ИС "Крон".
комплекс оборудования по отбору газа, вакуумирование, штанговый винтовой насос, износ эластомера винтового насоса
А.А. Исаев. Результаты внедрения комплекса оборудования для отбора газа из затрубного пространства нефтяных скважин. Экcпозиция Нефть Газ. 2020. №1. С. 36-42. DOI: 10.24411/2076-6785-2019-10069
22.10.2019
УДК 622.276.53
DOI: 10.24411/2076-6785-2019-10069
А.А. Исаев, к.т.н., ведущий инженер отдела инноваций и экспертизы ООО УК «Шешмаойл», Альметьевск, Россия
isaeff-oil@yandex.ru

Рекомендуемые статьи
© Экспозиция Нефть Газ. Научно-технический журнал. Входит в перечень ВАК
+7 (8552) 92-38-33
Made on
Tilda