Производственно-технический нефтегазовый журнал
+7 (903) 580-85-63 +7 (495) 371-01-74 info@glavteh.ru

Проблема больших токов. Поиск оптимальных путей решения

Пo мере реализации проекта повышения энергоэффективности механизированных скважин в ПАО «НК «Роснефть» сверхнормативные потери топливно-энергетических ресурсов (ТЭР) постепенно сокращаются. Однако снижение потенциала энергосбережения вовсе не означает, что программа повышения энергоэффективности будет свернута, или планируемый эффект от ее дальнейшей реализации в среднесрочной перспективе будет значительно скромнее. Инженеры ПАО «НК «Роснефть» постоянно ведут поиски и проводят испытания новых технологий энергосбережения, выполняют технологическую и экономическую оценку потенциала их тиражирования. Причем рассматриваются все, даже не применяемые в стране технологии, потенциально способные принести энергетический эффект с приемлемыми параметрами экономической эффективности.

В настоящей статье приводятся основные тезисы доклада об изучении потенциала снижения тепловых потерь в кабельных линиях при эксплуатации УЭЦН с большой потребляемой мощностью, который был озвучен на конференции ПАО «НК «Роснефть» в г. Краснодаре в конце 2015 года.

28.03.2016 Инженерная практика №03/2016
Якимов Сергей Борисович Главный специалист Управления механизированной добычи нефти и ГТМ ПАО «НК «Роснефть»

ПРОБЛЕМЫ БОЛЬШИХ ТОКОВ

Одна из еще не до конца решенных проблем механизированной добычи состоит в значительных тепловых потерях в кабельных линиях при использовании мощных погружных электродвигателей (ПЭД) с большими номинальными токами.

Рис. 1. Распределение используемых на месторождениях нефтегазодобывающих обществ группы ОАО «НК «Роснефть» ПЭД по диапазонам номинальной мощности
Рис. 1. Распределение используемых на месторождениях нефтегазодобывающих обществ группы ПАО «НК «Роснефть» ПЭД по диапазонам номинальной мощности

Парк ПЭД мощностью более 300 кВт на месторождениях нефтегазодобывающих обществ группы ПАО «НК «Роснефть» насчитывает 288 единиц (рис. 1). Когда такие ПЭД используются для привода  электроцентробежных насосов (ЭЦН) большой потребляемой мощности, рабочий ток двигателя часто превышает 75 А, тогда как максимальные значения достигают 130 ампер.

Кроме того, на части скважин фонда, как это будет показано дальше, ситуация осложняется невозможностью использования силового кабеля с 35-мм2 сечением токопроводящих жил, а также насосно-компрессорных труб (НКТ) диаметром 89 или 102 мм. Вследствие этого тепловые потери еще больше возрастают. В этой связи актуальной задачей остается поиск экономически оптимальных путей выполнения энергоэффективного дизайна УЭЦН с целью снижения тепловых потерь в кабельных линиях. К решению этой задачи следует подходить не только с арсеналом старых, общеизвестных методов, но и с применением новых технологий.

Рис. 2. Распределение скважин с УЭЦН по диапазонам рабочих токов по нефтегазодобывающим обществам группы ОАО «НК «Роснефть»
Рис. 2. Распределение скважин с УЭЦН по диапазонам рабочих токов по нефтегазодобывающим обществам группы ПАО «НК «Роснефть»

По состоянию на 1 ноября 2015 года 223 УЭЦН в ПАО «НК «Роснефть» работали с токами, превышающими 75 А (рис. 2). При этом сверхнормативные тепловые потери в кабельных линиях УЭЦН данной группы составляют примерно 50 000 тыс. кВт-ч/год. Рассматриваемые статье технологии позволяют сократить эти потери, однако не во всех случаях данная мера при текущем соотношении стоимости энергоэффективного оборудования и тарифов на электроэнергию оказывается экономически целесообразной.

ПОКА ТОЛЬКО АСИНХРОННЫЕ ПЭД

В России ПАО «НК «Роснефть» первой из крупнейших компаний начала широкомасштабное внедрение асинхронных ПЭД с повышенным напряжением. В результате Компании удалось снизить тепловые потери в кабеле значительной части фонда УЭЦН с относительно низкой номинальной мощностью (до 70 кВт). Однако у всех асинхронных ПЭД мощностью 300 кВт достаточно большое «базовое» номинальное напряжение, и производители не спешат повышать его дальше ввиду технических ограничений, хотя небольшие резервы в этом направлении все же есть. Аналогичная ситуация складывается и в отношении оборудования компаний Baker Hughes и «Шлюмберже» (Schlumberger).

В то же время многие отечественные производители, например, АО «Новомет-Пермь» и ООО «ПК «Борец», предлагают линейку погружных вентильных электродвигателей (ПВЭД) в условном габарите 130 мм мощностью до 450 кВт, которые потенциально могли бы использоваться для привода ЭЦН с высокой потребляемой мощностью и за счет меньших по сравнению с асинхронными ПЭД токов немного снизить тепловые потери в кабельных линиях. Например, согласно каталогу оборудования компании «Новомет» номинальный ток у асинхронного ПЭДНС300-130-2800/00 и вентильного ПВЭДН300-130-3470 (при частоте 3000 об/мин) мощностью 300 кВт с наружным диаметром корпуса 130 мм составляет 82 и 65 А соответственно. Расчетное снижение тепловых потерь в кабеле с сечением токопроводящих жил 35 мм2 при замене асинхронного ПЭД с наружным диаметром корпуса 130 мм мощностью 300 кВт на вентильный той же мощности при длине кабельной линии 2000 м и температуре 65°С составляет 10,8 кВт, или 36%.

Однако в случае применения ПВЭД с наружным диаметром корпуса 117 мм ситуация меняется. Двигатели данного габарита мощностью 300 кВт и более, работающие на частоте 3000 об/мин, отечественными производителями не выпускаются. Увеличение частоты вращения повышает мощность вентильного двигателя, но при этом растет и рабочий ток. Например, как следует из каталога оборудования «Новомет», номинальный ток вентильного ПВЭДН150П117-3480-6.0 мощностью 300 кВт с внешним диаметром 117 мм, работающего при 6000 об/мин и асинхронного ПЭДНЗС3000-117-3700/00 при 3000 об/мин, составляют 64 и 65 А соответственно. То есть эффект снижения тепловых потерь в кабеле при замене асинхронного ПЭД на вентильный в данном случае отсутствует.

Кроме того, увеличение оборотов вала до 6000 мин-1 требует использования ЭЦН повышенной износостойкости, а значит, более дорогих. Кроме того, на сегодняшний день достоверные сведения о ресурсе УЭЦН, работающих с оборотами 6000 об/мин в песконесущих скважинах, отсутствуют. Можно снизить число оборотов вентильного ПЭД, но при этом увеличится сила тока, вследствие чего такой вариант также остается неприемлемым.

Вентильные двигатели мощностью более 200 кВт в ПАО «НК «Роснефть» не применяются. Таким образом, в современных реалиях для привода ЭЦН с большой потребляемой мощностью используются только асинхронные ПЭД с большими номинальными токами. В то же время экономически обоснованный потенциал снижения тепловых потерь в кабельных линиях за счет использования ПВЭД мощностью 300 кВт и более на скважинах с внутренним диаметром 152 мм и менее пока не доказан на практике. Для уточнения технико-экономического эффекта от использования вентильных ПЭД большой мощности с наружным диаметром 130 мм следует провести оценочные испытания.

ПОВЫШЕНИЕ КПД ЭЦН

Снизить установочную мощность ПЭД и, как следствие, величину силы тока можно, уменьшив потребляемую ЭЦН полезную мощность. Однако, заметного снижения рабочего тока за счет замены асинхронного ПЭД на двигатель меньшей установочной мощности можно добиться лишь в случае, если одновременно не произойдет значительного понижения напряжения. И один из самых эффективных способов соблюдения этого условия – внедрение ЭЦН с повышенным КПД. В этой связи, в ПАО «НК «Роснефть» уже сформирована стратегия закупки оборудования с учетом данного параметра.

Пример влияния КПД ЭЦН на возможность снижения тепловых потерь в кабельных линиях для конкретной скважины Самотлорского месторождения показан в таблице 1. Расчеты выполнены с использованием программы Subpump. Из представленного примера видно, что замена стандартного ЭЦН производительностью 700 м3/сут с КПД 60% на энергоэффективный ЭЦН с КПД 70% позволяет снизить установочную мощность ПЭД на 16,7%, а потери в кабельной линии за счет снижения рабочего тока – на 28,2%. Расчетный рабочий ток снижается с 81 до 69,3 А, и если использование кабеля с сечением жил 35 мм2 в первом случае недостаточно эффективно, то в комбинации с энергоэффективным ЭЦН такая площадь сечения вполне приемлема.

Таблица 1. Пример влияния КПД ЭЦН на возможность снижения тепловых потерь в кабельных линиях
Таблица 1. Пример влияния КПД ЭЦН на возможность снижения тепловых потерь в кабельных линиях

Следует отметить, что за счет внедрения высокопроизводительных ЭЦН производства компании «Шлюмберже» серии Ezline на Самотлорском месторождении фактическое снижение потребляемой переукомплектованными УЭЦН мощности составило в среднем 36% (Якимов С.Б., Каверин М.Н., Тарасов В.П. «Промысловые испытания энергоэффективных УЭЦН серии EZLine компании Schlumberger в ОАО Самотлорнефтегаз», журнал «Оборудование и технологии для нефтегазодобывающего комплекса», 2012 г., №3) То есть использование ЭЦН с высоким КПД на высокодебитных скважинах позволяет не только снизить установочную мощность ПЭД, но и использовать кабель с меньшим сечением токопроводящих жил. И при обосновании экономической целесообразности закупки, как правило, более дорогих ЭЦН с высоким КПД непременно следует указывать на соответствующее снижение стоимости закупаемого ПЭД и кабеля.

УВЕЛИЧЕНИЕ ДИАМЕТРА НКТ

Еще одним действенным способом снижения потребляемой УЭЦН мощности может служить уменьшение гидравлических потерь путем использования НКТ с максимально возможным диаметром. В скважинах, оборудованных ЭК-168 (внутренний диаметр 150 мм) и ЭК-178 (160 мм), используются НКТ с условными диаметрами 89 и 102 мм соответственно. Однако значительную долю эксплуатационного фонда ПАО «НК «Роснефть» составляют скважины с ЭК-146 (внутренний диаметр 130 мм) и меньшего типоразмера, в которые спускаются в основном НКТ диаметром 73 мм. НКТ диаметром 89 мм в колоннах с внутренним диаметром 130 мм ввиду высокого риска повреждения кабельной линии во время операций подземного ремонта скважин большинством нефтегазодобывающих предприятий не применяются.

Таким образом, ПАО «НК «Роснефть» эксплуатирует достаточно большой фонд высокодебитных скважин, в которых невозможно использовать НКТ диаметром более 73 мм. Малый диаметр НКТ служит причиной высоких гидравлических сопротивлений и необходимости в повышенной потребляемой мощности ЭЦН, чем обусловлены и высокие значения номинальной силы тока.

При отсутствии альтернативы одним из возможных направлений повышения энергоэффективности эксплуатации УЭЦН в скважинах с внутренним диаметром ЭК 130 мм и менее в целом и снижения тепловых потерь в кабельных линиях в частности, может быть использование ЭЦН с высоким КПД. Вопрос о выборе асинхронного или вентильного ПЭД для привода ЭЦН с высоким КПД, как было сказано выше, пока остается нерешенным. Многие российские производители к настоящему моменту уже освоили выпуск высокопроизводительных ЭЦН с диаметрами корпусов 102 и 117 мм и высоким КПД, в связи с чем задача ПАО «НК «Роснефть» состоит в переходе к использованию этого оборудования в более широких масштабах.

УВЕЛИЧЕНИЕ СЕЧЕНИЯ ЖИЛ КАБЕЛЯ

Повышение энергоэффективности эксплуатации скважин УЭЦН путем увеличения площади сечения токопроводящих жил кабеля – один из наиболее часто применяемых на практике методов. Основные подходы, используемые в настоящее время в ПАО «НК «Роснефть», были описаны в работе «Оптимизация сечения кабеля – простая и эффективная технология энергосбережения» (авторы: Якимов С.Б., Каверин М.Н., Тарасов В.П.), опубликованной в журнале «Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса» в 2012 году (№3). В статье описывалось использование показателя «экономической силы» тока для простого и быстрого определения целесообразности увеличения сечения жил кабеля. Этот показатель рассчитывается индивидуально для каждого нефтегазодобывающего общества группы ОАО «НК «Роснефть» и напрямую зависит от тарифа на электроэнергию и стоимости кабельных линий различного сечения.

Как уже отмечалось выше, в настоящее время экономически обоснованный потенциал снижения тепловых потерь в кабеле за счет внедрения ПЭД с более низкими значениями номинальной силы тока отсутствует. В этой связи один из немногих относительно легко реализуемых способов уменьшения этого показателя состоит в увеличении сечения токопроводящих жил силового кабеля. Наибольшее сечение токопроводящих жил используемого нефтегазодобывающими обществами группы ПАО «НК «Роснефть» кабеля составляет 35 мм2. Несмотря на то, что в ГОСТ 51777 упомянут кабель с максимальным сечением жил 50 мм2, на практике такое сечение пока не используется.

Рис. 3. Зависимости тепловых потерь в кабеле с различным сечением жил от силы тока
Рис. 3. Зависимости тепловых потерь в кабеле с различным сечением жил от силы тока

Зависимость величины тепловых потерь в кабелях от силы тока при различных сечениях жил представлена на рис. 3. Приведенные расчеты сделаны для кабельной линии длиной 2000 м и средней температуры жил 65°С. Из рис. 3 видно, что расчетное снижение тепловых потерь при увеличении сечения токопроводящих жил кабеля от 35 до 50 мм2 при силе тока 80 и 100 А составит 9,1 и 14,9 кВт соответственно.

Рис. 4. Расчеты индекса доходности инвестиций для случая замены кабеля с сечением жил 35 мм2 на боле дорогой с сечением 50 мм2
Рис. 4. Расчеты индекса доходности инвестиций для случая замены
кабеля с сечением жил 35 мм2 на боле дорогой с сечением 50 мм2

На рис. 4 показан расчет индекса доходности инвестиций (PI, profitability index) – отношение чистой дисконтированной прибыли NPV к изначальному объему инвестиций (капиталовложений) IC – при замене кабеля с сечением жил 35 мм2 на более дорогой с сечением 50 мм2 с использованием среднего тарифа на электроэнергию по месторождениям Западной Сибири и прогнозного увеличения стоимости оборудования. В данном случае пришлось использовать именно «прогнозную стоимость», поскольку погружной кабель с сечением жил 50 мм2 и изоляцией, рассчитанной на длительную эксплуатацию при температуре 120°С, в ПАО «НК «Роснефть» пока не поставлялся.

Ели суммарное увеличение стоимости кабельной линии за период службы будет равнозначно полученной экономии от снижения потребления электроэнергии, PI будет равен единице. Естественно, проект с такими экономическими показателями неприемлем. Минимально допустимое значение PI для рассматриваемого случая с учетом трехлетнего срока службы кабельной линии можно принять равным 1,3, и мы видим, что оно достигается при номинальной силе тока 80 А и по мере дальнейшего роста этого параметра быстро увеличивается. При токе менее 80 А замена кабеля с сечением токопроводящих жил 35 мм2 на кабель с сечением жил 50 мм2 экономически нецелесообразна. Таким образом, можно определить потенциал использования предлагаемого метода на фонде скважин Компании. Рассмотрим в качестве примера такой «теоретический» потенциал снижения энергопотребления на фондах механизированных скважин трех нефтедобывающих обществ ПАО «НК «Роснефть» (табл. 2). Расчеты выполнены с учетом существующих тарифов на электроэнергию для каждого предприятия, срок службы кабельной линии принят за три года.

Таблица 2. Теоретический потенциал снижения энергопотребления при замене кабеля с сечением жил 35 на 50 мм2 по трем нефтегазодобывающим обществам группы ОАО «НК «Роснефть»
Таблица 2. Теоретический потенциал снижения энергопотребления при замене кабеля с сечением жил 35 на 50 мм2 по трем нефтегазодобывающим обществам группы ПАО «НК «Роснефть»

Сразу же отметим, что для некоторых скважин в виду ограниченной прочности НКТ реализация проекта окажется затруднительной, так как масса кабеля с большим сечением жил значительно выше  массы «обычного» (табл. 3).

Таблица 3. Основные геометрические размеры и вес кабельных линий с различным сечением токопроводящих жил
Таблица 3. Основные геометрические размеры и вес кабельных линий с различным сечением токопроводящих жил

Скважины рассматриваемых предприятий, эксплуатируемые УЭЦН с рабочими токами от 75 А, значительно различаются между собой по диаметрам ЭК (табл. 4). Рассмотрим особенности и потенциал применения технологий снижения тепловых потерь в кабеле для каждого из них.

Таблица 4. Распределение скважин, оборудованных УЭЦН с рабочими токами 75 А и более, по диапазонам внутренних диаметров эксплуатационных колонн
Таблица 4. Распределение скважин, оборудованных УЭЦН с рабочими токами 75 А и более, по диапазонам внутренних диаметров эксплуатационных колонн

АО «ВАНКОРНЕФТЬ»

АО «Ванкорнефть» эксплуатирует больше скважин (72 единицы) с рабочими токами 75 А и выше, чем остальные предприятия группы ПАО «НК «Роснефть». Причем средняя номинальная сила рабочего тока этих скважин составляет 97,2 ампера.

Все скважины оборудованы ЭК диаметром 223 мм, благодаря чему в зависимости от дебита жидкости используется НКТ диаметром 89 или 102 мм. Все УЭЦН укомплектованы кабелем с сечением токопроводящих жил 33,6 мм2 (типоразмер кабеля №2 по стандарту AWG). Подрядчиком по прокату используются УЭЦН габаритной серии 538 (136,7-мм ЭЦН и 146-мм ПЭД) с высоким КПД.

В данной ситуации остается только один экономически эффективный путь снижения тепловых потерь – использование кабеля большего сечения. По стандарту AWG максимальное сечение типоразмера кабеля №1 для УЭЦН составляет 42,4 мм2, и инженеры предприятия уже провели испытания кабеля данного типоразмера на одной из скважин с оценкой снижения тепловых потерь. Следует ожидать, что в ближайшее время практика использования кабеля с сечением токопроводящих жил №1 по стандарту AWG на Ванкорском месторождении будет расширена.

ООО «РН-ЮГАНСКНЕФТЕГАЗ»

Как следует из приведенных в табл. 4 данных, 45 из 67 УЭЦН, работающих с токами 75 А и более, эксплуатируются предприятием в колоннах с относительно малыми внутренними диаметрами – в диапазоне 125-132 мм. В данных скважинах используется только НКТ диаметром 73 мм, что создает дополнительные гидравлические сопротивления, повышая установочную мощность и рабочие токи ПЭД. В 33 скважинах с УЭЦН, работающими с токами более 80 А, потенциально можно использовать кабель с сечением жил до 50 мм2. В связи с увеличением веса кабеля исключение будут составлять скважины с ограничениями по прочности НКТ.

Таким образом, с учетом относительно большой глубины спуска УЭЦН в скважины на юрские пласты для ООО «РН-Юганскнефтегаз» оптимальным способом снижения тепловых потерь в кабеле может служить увеличение объемов применения ЭЦН с высоким КПД. При использовании ЭЦН с более низким КПД целесообразно начать внедрение кабеля большего сечения, принимая во внимание увеличение нагрузки на НКТ.

АО «САМОТЛОРНЕФТЕГАЗ»

В «Самотлорнефтегазе» на ЭК диаметром 150-152 мм приходится 54 из 62 УЭЦН с токами выше 75 А. В большинстве случаев скважинные компоновки включают ЭЦН 6-го габарита с наружным диаметром корпуса 114 мм в комплекте с асинхронными ПЭД наружным диаметром 117 или 130 мм. Вентильные ПЭД для привода ЭЦН с большой потребляемой мощностью не используются.

Рис. 5. Распределение диапазонов мощности ПЭД (300 кВт и более) на Самотлорском м/р
Рис. 5. Распределение диапазонов мощности ПЭД (300 кВт и более) на Самотлорском м/р кабеля с сечением жил 35 мм2 на боле дорогой с сечением 50 мм2

На рис. 5 показано распределение диапазонов мощности асинхронных ПЭД (300 кВт и выше) на Самотлорском месторождении. Большинство УЭЦН эксплуатируются в комплекте с кабелем с сечением токопроводящих жил 25 и 35 мм2.

Наиболее перспективными мерами снижения тепловых потерь для данного предприятия представляется использование кабеля с сечением жил 50 мм2, что экономически приемлемо для 42 скважин, а также использование ЭЦН с повышенным КПД. С целью оценки технико-экономического эффекта от использования вентильных ПЭД мощностью 300 кВт и более с наружным диаметром 130 мм целесообразно провести их опытно-промышленные испытания на Самотлорском месторождении.

ДРУГИЕ НЕФТЕГАЗОДОБЫВАЮЩИЕ ОБЩЕСТВА ГРУППЫ ПАО «НК «РОСНЕФТЬ»

Самым многочисленным фондом скважин с УЭЦН, работающими с токами выше 75 А, среди не рассмотренных в данном анализе нефтегазодобывающих предприятий обладает ООО «РН-Пурнефтегаз»: под это определение подпадают 19 скважин предприятия. Помимо этого, четыре таких УЭЦН эксплуатируются в ПАО «Оренбургнефть», по два в ОАО «Томскнефть» ВНК и ОАО «Самаранефтегаз» и еще одна установка работает в ООО «РН-Уватнефтегаз».

Очевидно, что для ООО «РН-Пурнефтегаз» с фондом УЭЦН с токами выше 80 А в 12 скважин целесообразно рассмотреть эффективность использования кабельных линий с сечением токопроводящих жил 50 мм2. В то же время на месторождениях других предприятий это лишь единичные скважины, что делает внедрение технологии фактически бесперспективным. На разрабатываемых ООО «РН-Пурнефтегаз» месторождениях почти все УЭЦН с рабочими токами выше 75 А эксплуатируются в колоннах с внутренним диаметром 125-130 мм. Таким образом, потенциальные технологии снижения тепловых потерь в кабельных линиях для данного предприятия фактически не отличаются от описанных выше для ООО «РН-Юганскнефтегаз». Единственное различие состоит в том, что 11 из 19 скважин эксплуатируют объекты с относительно небольшой глубиной залегания (верхнее окно перфорации 1533-1754 м), вследствие чего проблем с повышением давления на колонну НКТ при использовании кабеля с большей площадью сечения токопроводящих жил возникнуть не должно.

ВЫВОДЫ

Для 223 скважин с рабочими токами УЭЦН выше 75 А, эксплуатируемых в ПАО «НК «Роснефть», имеется потенциал снижения тепловых потерь.

Для 142 скважин с рабочими токами УЭЦН, превышающими 80 А, экономически обоснованным потенциалом снижения тепловых потерь примерно в 21 000 тыс. кВт-ч в год обладает переход на кабель с сечением токопроводящих жил 50 мм2. Для 81 скважины с диапазонами рабочих токов УЭЦН 75-79 А применение такого кабеля при существующих тарифах на электроэнергию и стоимости оборудования нецелесообразно. Для снижения тепловых потерь в кабелях УЭЦН данной группы следует начать поиски экономически эффективных технологий, например, ЭЦН с высокими КПД.

Целесообразно рассмотреть применяемую номенклатуру асинхронных ПЭД мощностью более 300 кВт для оценки возможности их оптимизации по напряжению.

Для уточнения технико-экономического эффекта от использования вентильных ПЭД большой мощности с наружным диаметром 130 мм следует также провести их оценочные испытания.

Автор статьи обращается к производителям УЭЦН и кабельных линий с просьбой направлять свои предложения по испытанию выпускаемого оборудования, потенциально способного полностью или частично решить описанные в статье проблемы, на адрес электронной почты s_yakimov@rosneft.ru.

Комментарии

Эту публикацию еще никто не прокомментировал. Станьте первым, поделитесь своим мнением.

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
Первые результаты испытания кабеля сечением 42 мм кв. для снижения тепловых потерь в скважинах Ванкорского месторождения
К вопросу об энергоэффективности погружных вентильных электродвигателей
Реклама
Свежий выпуск
Инженерная практика №08/2018

Инженерная практика

Выпуск №08/2018

Промысловые трубопроводы. Подготовка нефти и газа. ППД
Лабораторные исследования и ОПИ сталей, защитных покрытий и ингибиторовОчистка ПНГ, сепарация нефти, деэмульгаторыСолеотложения в водоводах, закачка в низкопроницаемые пластыПовышение энергоэффективности и оптимизация систем ППДНеметаллические трубопроводы, ремонтные муфтыРеконструкция скважин, тампонажные составы
Ближайшее совещание
Подготовка нефти и газа, Утилизация ПНГ
Подготовка – 2018
Производственно-техническая конференция

Сбор, подготовка и транспорт продукции скважин. Утилизация попутного нефтяного газа ‘2018

23-24 октября 2018 г., г. Уфа
Обмен опытом и анализ внедрения новых подходов, технологий, оборудования и химреагентов в области эксплуатации систем сбора, подготовки и транспорта нефти, газа и воды, а также в области утилизации попутного нефтяного газа. Особое внимание будет уделено таким вопросам, как снижение содержания серы в нефти; повышение качества подготовки подтоварной воды перед закачкой в пласт, новые технологии разрушения стойких водонефтяных эмульсий, подготовка и транспорт нефти с высоким содержанием АСПВ. Планируются выезды на производственные площадки предприятий.
Ближайший тренинг
Капитальный ремонт скважин
Ловильный сервис – ноябрь 2018
Тренинг-курс

Ловильный сервис на нефтяных и газовых скважинах

19 – 23 ноября 2018 г., г. Пермь
ООО «Инженерная практика» от имени журнала «Инженерная практика» проводит набор группы специалистов для прохождения производственно-технического тренинга по программе «Ловильный сервис на нефтяных и газовых скважинах». Пятидневный тренинг - курс будет проводиться в г. Перми (отель «Урал») в рамках авторского курса С. Балянова.