Технология разработки нефтяного месторождения

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

1. Характеристика месторождения нефти, разрабатываемого НГДУ «Октябрьскнефть»

2. Способы добычи нефти

2.1 Эксплуатация скважин ШСНУ

2.2 Эксплуатация скважин УЭЦН

3. Осложнения при эксплуатации скважин и методы борьбы с ними

3.1 Борьба с вредным влиянием газа

3.2 Борьба с механическими примесями

3.3 Борьба с АСПО

3.4 Борьба с солями

3.5 Борьба с коррозией

4. Технология исследования скважин, применяемые программно-аппаратные комплексы

4.1 Основные методы ГДИС

4.2 Технология регистрации уровня

4.3 Порядок снятия динамограмм

4.4 Программно-аппаратный комплекс «Микон-101»

5. Техника и технология сбора и подготовки скважинной продукции

6. Методы повышения дебита

6.1 Гидравлический разрыв пласта

6.2 Соляно-кислотные обработки пласта

6.3 Обработки растворами ПАВ

7. Охрана труда и окружающей среды

Приложение А Принципиальная схема сбора НГЖС по ЦДНГ1

месторождение нефть скважина эксплуатация

1. Характеристика месторождения нефти, разрабатываемого НГДУ «Октябрьскнефть»

НГДУ “Октябрьскнефть” является филиалом ОАО АНК “Башнефть”. Основным видом деятельности является разработка 20 месторождений, расположенных в северо-западной части Республики Башкортостан, расположенных на территории 7-и административных районов (Туймазинский, Белебеевский, Ермекеевский, Буздякский, Девликамовский, Шаранский, Благоварский). Бурение скважин на месторождении осуществляет Туймазинское управление буровых работ (ТУБР). Управление находится в городе Октябрьском.

При НГДУ имеется своя библиотека с предоставленной там всей информации об НГДУ. В ЦДНГ-1 созданы все условия для прохождения студентами производственной практики.

Серафимовское месторождение расположено на территории Туймазинского района республики Башкортостан и приурочено к восточным склонам Белебеевской возвышенности.

Крупнейшими населенными пунктами являются города Октябрьский и Туймазы, поселки Серафимовский, Субханкулово, станция Кандры.

Основными путями сообщения являются железная дорога Уфа-Ульяновск с веткой Уруссы - Октябрьский и автодороги, соединяющие города Октябрьский, Бугульма, Туймазы, Уфа, поселки Уруссу и Серафимовский, имеются внутрипромысловые дороги с гравийным и асфальтовым покрытием.

Наиболее крупными реками являются река Ик, Усень с ее притоками Самсык, Бишинды, Кармалы, Имеется карстовое озеро Кандры-Куль.

Речные долины делят территорию на отдельные гряды и блоки высотой до 460 м и крутизной скатов от нескольких до 10 - 15 градусов.

Климат района континентальный с холодной продолжительной зимой и жарким летом, с минимальной температурой минус 45^оС в январе и максимальной плюс 36^оС в июле. Годовая сумма атмосферных осадков колеблется от 273 до 348 мм. Мощность снегового покрова не превышает 0,6 м, глубина промерзания грунта 1 - 1,3 м. Преобладающими ветрами являются южные и юго-западные.

Район Серафимовского месторождения расположен в лесостепной части Башкирии. Древесная растительность занимает около 25% площади.

Основными полезными ископаемыми является нефть. Из других полезных ископаемых можно отметить строительные материалы: глина, гравий, известняк, которые употребляются для приготовления кирпича, глинистого раствора и др.

1-Мустафинское; 2-Нурское; 3-Амировское; 4-Михайловское; 5-Копей-Кубовское; 6-Туймазинское; 8-Субханкуловское; 9-Серафимовское; 10-Саннинское; 11-Каргалинское; 12-Ташлы-Кульское; 13-Петропавловское; 14-Солонцовское; 15-Кальшалинское; 16-Троицкое; 17-Стахановское; 18-Абдулловское; 19-Суллинское; 20-Ермекеевское; 21-Илькинское; 22-Усень-Ивановское

Рисунок 1 Обзорная карта

2. Способы добычи нефти

Основными способами эксплуатации нефтяных скважин являются:

1) фонтанный;

2) механизированный.

Если подъем жидкости или смеси от забоя на дневную поверхность происходит только за счет природной энергии, то такой способ эксплуатации называется естественно-фонтанным.

Если подъем жидкости или смеси от забоя на дневную поверхность происходит либо за счет искусственной энергии, либо за счет естественной и искусственной энергии, то такой способ эксплуатации называется механизированным.

На Серафимовском нефтяном месторождении с начала его разработки пробурено 358 скважин. В настоящее время в фонде действующих добывающих скважин находятся 143 скважины, преобладающая доля скважин (88,9 %) эксплуатируются установками штанговых глубинных насосов (ШГН).

Фонд нагнетательных скважин за последние 10 лет резко упал и составляет сейчас 19 скважин.

В фонде ликвидированных скважин преобладают скважины, выполнившие свое назначение.

Таблица 1

Характеристика фонда скважин

Распределение по фондам	Характеристика скважин	Количество скважин
Эксплуатационный фонд скважин	Действующий фонд в том числе: ЭЦН ШГН ЭДН	143 16 123 4
	Бездействующий фонд: По техническим причинам Нерентабельные	13 11 2
	Итого по эксплуатационному фонду	156
Не эксплуатационный фонд скважин	Водозаборные	2
	Наблюдательные	8
	В консервации	1
	Пьезометрические	22
	В ожидании ликвидации	8
	Ликвидированные после эксплуатации	91
	Ликвидированные после бурения	46
	Итого по не эксплуатационному фонду	178
Итого:	334

2.1 Эксплуатации скважин ШСНУ

ШГНУ предназначены для эксплуатации низко- и среднедебитных скважин, но очень чувствительны к ряду осложняющих факторов, среди которых самыми весомыми являются кривизна ствола скважины, обводненность продукции, наличие механических примесей.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 2 Схема установки скважинного штангового насоса 1 - фильтр; 2 - скважинный насос; 3 - насосно-компрессорные трубы; 4 - насосные штанги; 5 - тройник; 6 - устьевой сальник; 7 - сальниковый шток; 8 - стойка СК; 9 - траверсы канатной подвески; 10 - головка балансира; 11 - фундамент; 12 - канатная подвеска; 13 - балансир; 14 - шатун; 15 - кривошип; 16 - редуктор; 17 - ведомый шкив; 18 - клиноременная передача; 19 - электродвигатель; 20 - противовес; 21 - рама; 22 - ручной тормоз; 23 - салазка электродвигателя.

Оборудование ШСНУ включает:

Наземное оборудование.

Фонтанная арматура.

Обвязка устья скважины.

Станок-качалка.

Подземное оборудование.

Насосно-компрессорные трубы.

Насосные штанги.

Штанговый скважинный насос.

Различные защитные устройства (газовый или песочный якорь, фильтр и т.д.)

В скважине, оборудованной ШСНУ, подача жидкости осуществляется глубинным плунжерным насосом, который приводится в действие с помощью специального привода (станка-качалки) посредством колонны штанг. Станок-качалка преобразует вращательное движение электродвигателя в возвратно-поступательное движение подвески штанг.

При ходе плунжера вверх в межклапанном пространстве цилиндра создается разрежение, за счет чего открывается всасывающий клапан (шарик поднимается с седла) и цилиндр заполняется при закрытом нагнетательном клапане. Последующим ходом плунжера вниз межклапанный объем сжимается, открывается нагнетательный клапан и поступившая в цилиндр жидкость перетекает в зону над плунжером при закрытом всасывающем клапане. Периодически совершаемые плунжером перемещения вверх и вниз обеспечивают откачку пластовой жидкости и нагнетание ее на земную поверхность.

В настоящее время на промыслах используют станки-качалки по ГОСТ 5866-76. Предусмотрен выпуск станков-качалок дезаксиального типа шести размеров по ОСТ 26-16-08-87. Принципиальное отличие дезаксиальных станков-качалок от ранее применявшихся в том, что они обеспечивают разное время хода штанг вверх и вниз, что значительно снижает влияние нагрузок на колонну штанг.

Скважинные штанговые насосы представляют собой вертикальную одноступенчатую и одноплунжерную конструкцию одинарного действия с цельным неподвижным цилиндром, подвижным металлическим плунжером, нагнетательным и всасывающим клапанами.

Насосы выпускают следующих типов:

НВ1 - вставные с замком наверху

НВ2 - вставные с замком внизу

НН - невставные без ловителя

НН1 - невставные с захватным штоком

НН2 - невставные с ловителем

Б - цилиндр насоса безвтулочный

С - цилиндр насоса с втулками.

Насос НСВ спускается на штангах. Крепление (уплотнение посадками) происходит на замковой опоре, которая предварительно опускается на НКТ. Насос извлекается из скважины при подъеме только колонны штанг. Поэтому НСВ целесообразно применять в скважинах с небольшим дебитом и при больших глубинах спуска.

Рисунок 3 Схема вставных скважинных насосов 1 - впускной клапан; 2 - цилиндр; 3 - нагнетательный клапан; 4 - плунжер; 5 - штанга; 6 - замок

Невставной (трубный) насос представляет собой цилиндр, присоединенный к НКТ и вместе с ними спускаемый в скважину, а плунжер спускают и поднимают на штангах. НСН целесообразны в скважинах с большим дебитом, небольшой глубиной спуска и большим межремонтным периодом.

Рисунок 4 Схема невставных скважинных насосов 1 - всасывающий клапан; 2 - цилиндр; 3 - нагнетательный клапан; 4 - плунжер; 5 - захватный шток; 6 - ловитель.

Условные диаметры скважинных насосов выбираются из следующего стандартного ряда:27 (29), 32, 38, 44, 50, 57, 63, 70, 95, 120мм. Длина плунжера выбирается в зависимости от требуемого напора насоса. Выбор насоса осуществляется с учетом состава откачиваемой жидкости, ее свойств, дебита и глубины его спуска. Диаметр НКТ выбирают в зависимости от типа и условного размера насоса.

Насосная штанга предназначена для передачи возвратно-поступательного движения плунжера насоса. Штанга представляет собой стержень круглого сечения с утолщенными головками на концах.

Рисунок 5 Схема насосной штанги

Выпускаются штанги из легированных сталей диаметром (по телу) 16, 19, 22, 25мм и длиной 8м - для нормальных условий эксплуатации.

Для регулирования длины колонн штанг с целью нормальной посадки плунжера в цилиндр насоса имеются также укороченные штанги (футовки) длиной 1; 1,2; 1,5; 2 и 3м. Штанги соединяются муфтами. Имеются также трубчатые (наружный диаметр 42мм, толщина 3,5мм). Для изготовления насосных штанг используют сталь следующих марок: 40, 20Н2М, 15Н3МА,15Х2НМФ, 30ХМА, 15Х2ГНМФ.

Особая штанга - устьевой шток, соединяющий колонну штанг с канатной подвеской. Поверхность его полирована (полированный шток). Он изготавливается без головок, а на концах имеет стандартную резьбу.

Для защиты от коррозии осуществляют окраску, цинкование и т.п., а также применяют ингибиторы.

Устьевое оборудование насосных скважин предназначено для герметизации затрубного пространства, внутренней полости НКТ, отвода продукции скважин и подвешивания колонны НКТ.

Устьевое оборудование типа ОУ включает устьевой сальник, тройник, крестовину, запорные краны и обратные клапаны.

Рисунок 6 Схема устьевого оборудования ОУ-140-146/168-65Б. 1-крестовина; 2-конусная подвеска; 3-резиновые уплотнения; 4-разъемный фланец; 5-патрубок; 6-тройник; 7-задвижка; 8-устьевой сальник СУС2; 9,11-обратный клапан; 10-кран; 12-пробка

Устьевой сальник герметизирует выход устьевого штока с помощью сальниковой головки и обеспечивает отвод продукции через тройник.

Тройник ввинчивается в муфту НКТ. Наличие шарового соединения обеспечивает самоустановку головки сальника при несоосности сальникового штока с осью НКТ, исключает односторонний износ уплотнительной набивки и облегчает смену набивки.

Колонна НКТ подвешена на конусе в крестовине и расположена эксцентрично относительно оси скважины, что позволяет проводить спуск приборов в затрубное пространство через специальный устьевой патрубок с задвижкой.

Конструкция скважины - совокупность данных о расположении обсадных труб с указанием глубины их спуска в скважину и диаметре, о глубинах перехода с большего диаметра на меньший, об интервалах цементирования затрубного пространства. Конструкция скважин в основном одноколонная (состоит только из эксплуатационной колонны) и двухколонная (при наличии одной промежуточной и эксплуатационной колонн).

Таблица 2

Технический режим скважин, оборудованных УШГН

НГДУ	Цех	Месторождение	Площадь	Куст	Скважина	Пласт
НГДУ ТН	ОЦДНГ	Серафимовское	Балтаевская	1384	1383	СТ1
НГДУ ТН	ОЦДНГ	Серафимовское	Балтаевская	1433	1433	СТур
НГДУ ТН	ОЦДНГ	Серафимовское	Константиновская	1185	1094	Dфам
Тип коллектора	Интервал перфорации	Рпл.,атм.	Рнас,атм.	Дебит нефти,т/сут	Дебит жидкости,т/сут
Карбонат	1480-1482, 1465-1476	105,5	46	3,411	5,5
Карбонат	1439,4-1446,9	130,5	46	1,196	3
Терриген	1489-1514	102,5	62,3	2,131	4
Типоразмер насоса	Тип СК	Число качаний	Длина хода полированного штока	Диаметр плунжера насоса,мм	Коэф.наполнения
73-НВ1Б-А-32-30-15-2	7СК-8-3,5-4000	4,9	2,5	32	0,24
73-НВ1Б-М-32-30-12-2	UP-9Т-2500-3500	3	2	32	0,6
60-НН2Б-32-30-12-2	СКД-8Ш-3-4000	3	2	32	0,7
Нд,м	Рзатр,атм	Рбуф,,атм	Рлин,атм	Рзаб,атм	Способ эксплуатации	Состояние
1187	2	20	18	33,7	УШГН	в работе
1193	2,6	20	18	26,9	УШГН	в работе
1309	1,2	18	17,5	24	УШГН	в простое
Коэффициент подачи	Вязкость нефти, сПз	Вязкость воды, сПз	Газовый фактор,м3/т	Тпл, 0С	Вид ГТМ
1,62	23,5	1,2	12,6	26	СКО
0,72	23,5	1,2	12,6	26	РИР
0,82	18,7	1,2	12,6	35	Перестрел

2.2 Эксплуатация скважин УЭЦН

Установки предназначены для эксплуатации высокодебитных, обводненных, глубоких и наклонных скважин, имеют самый высокий КПД и меньше подвержены влиянию кривизны ствола скважины, обслуживание ЭЦН просто, так как на поверхности размещаются только станция управления и трансформатор, не требующие постоянного ухода. Однако ЭЦН плохо работают в условиях коррозионно-агрессивной среды, при выносе песка, в условиях высокой температуры и высокого газового фактора.

Бесштанговые насосы содержат скважинный насос и скважинный привод насоса, непосредственно соединенные между собой.

Энергия к приводу подводится по кабелю. Благодаря отсутствию длинной механической связи насосы имеют значительно большую мощность, чем штанговые.

Рисунок 8 Схема УЭЦН

Установка состоит из двух частей: наземной и погружной. Наземная часть включает трансформатор, станцию управления, оборудование устья скважины и иногда кабельный барабан. Погружная часть включает колонну НКТ, бронированный трехжильный кабель, погружной агрегат, состоящий из многоступенчатого центробежного насоса, оборудованного приемной сеткой и обратным клапаном, гидрозащиты, электродвигателя, в комплект установки входит также сливной клапан.

Погружной центробежный модульный насос - многоступенчатый вертикального исполнения. Насос изготовляют в двух исполнениях: обычном ЭЦНМ и коррозионностойком ЭЦНМК.

Рисунок 9 Схема погружного насоса. 1 - модуль-головка; 2 - модуль-секция; 3 - входной модуль

Насос состоит из входного модуля, модуля-секции (модулей-секций), модуля-головки, обратного и спускного клапанов. Допускается уменьшение числа модулей-секций в насосе при соответствующем укомплектовании погружного агрегата двигателем необходимой мощности.

Соединение модулей между собой и входного модуля с двигателем - фланцевое. Соединения (кроме соединений входного модуля с двигателем и входного модуля с газосепаратором) уплотняются резиновыми кольцами.

Соединение валов модулей-секций между собой, модуля-секции с валом входного модуля, вала входного модуля с валом гидрозащиты двигателя осуществляется шлицевыми муфтами.

Соединение валов газосепаратора, модуля-секции и входного модуля между собой также осуществляется при помощи шлицевых муфт.

Рабочие колеса и направляющие аппараты насосов обычного исполнения изготовляют из модифицированного серого чугуна, насосов коррозионностойкого исполнения - из модифицированного чугуна ЧН16Д7ГХШ типа «нирезист». Рабочие колеса насосов обычного исполнения можно изготовлять из радиационно-модифицированного полиамида.

Модуль-головка состоит из корпуса, с одной стороны которого имеется внутренняя коническая резьба для подсоединения обратного клапана (насосно-компрессорной трубы), с другой стороны - фланец для подсоединения к модулю-секции двух ребер и резинового кольца. Ребра прикреплены к корпусу модуля-головки болтом с гайкой и пружинной шайбой. Резиновое кольцо герметизирует соединение модуля-головки с модулем-секцией.

Модуль-секция состоит из корпуса, вала, пакета ступеней (рабочих колес и направляющих аппаратов), верхнего подшипника, нижнего подшипника, верхней осевой опоры, головки, основания, двух ребер и резиновых колец. Соединение модулей-секций между собой, а также резьбовые соединения и зазор между корпусом и пакетом ступеней герметизируются резиновыми кольцами.

Ребра предназначены для защиты плоского кабеля с муфтой от механических повреждений о стенку обсадной колонны при спуске и подъеме насосного агрегата. Ребра прикреплены к основанию модуля-секции болтом с гайкой и пружинной шайбой.

Входной модуль состоит из основания с отверстиями для прохода пластовой жидкости, подшипниковых втулок и сетки, вала с защитными втулками и шлицовой муфты для соединения вала модуля с валом гидрозащиты.

При помощи шпилек модуль верхним концом подсоединяется к модулю-секции. Нижний конец входного модуля присоединяется к гидрозащите двигателя.

Обратный клапан предназначен для предотвращения обратного вращения (турбинный режим) ротора насоса под воздействием столба жидкости в колонне НКТ при остановках и облегчения, тем самым, повторного запуска насосного агрегата. Обратный клапан ввинчен в модуль - головку насоса, а спускной - в корпус обратного клапана.

Рисунок 10 Обратный и сливной клапаны

Спускной клапан служит для слива жидкости из колонны НКТ при подъеме насосного агрегата из скважины.

Допускается устанавливать клапаны выше насоса в зависимости от газосодержания у сетки входного модуля насоса. При этом клапаны должны располагаться ниже сростки основного кабеля с удлинителем, так как в противном случае поперечный габарит насосного агрегата будет превышать допустимый.

Для откачивания пластовой жидкости, содержащей у сетки входного модуля насоса свыше 25 % (по объему) свободного газа, к насосу следует подсоединить насосный модуль - газосепаратор.

Рисунок 11 Газосепаратор. 1 - головка; 2 - втулка радиального подшипника; 3 - вал: 4 - сепаратор; 5 - направляющие аппараты: 6 - рабочее колесо; 7 - корпус; 8 - шнек; 9 - основание

Требования к сепараторам: ликвидация вредного влияния газа, диаметр сепаратора должен обеспечивать зазор, пропуск заданного количества жидкости, обеспечение прохождения сепаратора в ННС.

Двигатели трехфазные асинхронные короткозамкнутые двухполюсные погружные унифицированной серии ПЭД в нормальном и коррозионностойком исполнениях, климатического исполнения В, категории размещения 5 работают от сети переменного тока частотой 50 Гц и используются в качестве привода погружных центробежных насосов в модульном исполнении для откачки пластовой жидкости из нефтяных скважин. Двигатели предназначены для работы в среде пластовой жидкости (смесь нефти и попутной воды в любых пропорциях) с температурой до 110 °С.

Рисунок 12 Погружной электродвигатель 1- крышка; 2-головка; 3-пята; 4-подпятник; 5-пробка; 6-обмотка статора; 7-втулка; 8-ротор; 9-статор; 10-магнит; 11-фильтр; 12-колодка; 13-кабель с наконечником; 14-кольцо; 15-кольцо уплотнительное; 16-корпус; 17,18-пробка

Электродвигатели заполняются маслом МА-ПЭД с пробивным напряжением не менее 30 кВ. Статор выполнен из трубы, в которую запрессован магнитопровод, изготовленный из листовой электротехнической стали. Обмотка статора - однослойная протяжная катушечная. Фазы обмотки соединены в звезду. Ротор короткозамкнутый, многосекционный. В состав ротора входят вал, сердечники, радиальные опоры (подшипники скольжения), втулка. Вал пустотелый, изготовлен из высокопрочной стали со специальной отделкой поверхности. В центральное отверстие вала ротора верхнего и среднего электродвигателей ввинчены две специальные гайки, между которыми помещен шарик, перекрывающий слив масла из электродвигателя при монтаже.

Головка представляет собой сборочную единицу, монтируемую в верхней части электродвигателя (над статором). В головке расположен узел упорного подшипника, состоящий из пяты и подпятника, крайние радиальные подшипники ротора, узел токоввода (для несекционных электродвигателей) или узел электрического соединения электродвигателей (для секционных электродвигателей).

Токоввод - изоляционная колодка, в пазы которой вставлены кабели с наконечниками. Отверстие под пробкой служит для закачки масла в протектор при монтаже двигателя.

Гидрозащита предназначена для предотвращения проникновения пластовой жидкости во внутреннюю полость электродвигателя, компенсации изменения объема масла во внутренней полости от температуры электродвигателя и передачи крутящего момента от вала электродвигателя к валу насоса.

Разработано два варианта конструкций гидрозащит для двигателей унифицированной серии:

· открытого типа - П92; ПК92; П114; ПК114 и

· закрытого типа - П92Д; ПК92Д; (с диафрагмой) П114Д; ПК114Д. Гидрозащиту выпускают

· обычного

· коррозионностойкого (буква К - в обозначении) исполнений.

Рисунок 13 Гидрозащита А - верхняя камера; Б - нижняя камера; 1 - головка; 2 - верхний ниппель: 3 - корпус; 4 - средний ниппель; 5 - нижний ниппель; 6 - основание; 7 - вал; 8 - торцовое уплотнение; 9 - соединительная трубка; 10 - диафрагма

Основным типом гидрозащиты для комплектации ПЭД принята гидрозащита открытого типа. Гидрозащита открытого типа требует применения специальной барьерной жидкости плотностью до 2 г/см³, обладающей физико-химическими свойствами, которые исключают ее перемешивание с пластовой жидкостью скважины и маслом в полости электродвигателя. Верхняя камера заполнена барьерной жидкостью, нижняя - диэлектрическим маслом. Камеры сообщены трубкой. Изменения объемов жидкого диэлектрика в двигателе компенсируются за счет перетока барьерной жидкости в гидрозащите из одной камеры в другую.

В гидрозащитах закрытого типа применяются резиновые диафрагмы, их эластичность компенсирует изменение объема жидкого диэлектрика в двигателе.

Для подвода электроэнергии к электродвигателю установки погружного насоса применяется кабельная линия, состоящая из основного питающего кабеля и срощенного с ним удлинителя с муфтой кабельного ввода, обеспечивающей герметическое присоединение кабельной линии к электродвигателю.

Рисунок 14 Круглый и плоский кабель. 1 - жила; 2 - изоляция; 3 - оболочка; 4 - подушка; 5 - броня

В зависимости от назначения в кабельную линию могут входить:

-в качестве основного кабеля - круглые кабели марок КПБК, КТЭБК, КФСБК или плоские кабели марок КПБП, КТЭБ, КФСБ;

-в качестве удлинителя - плоские кабели марок КПБП или КФСБ;

-муфта кабельного ввода круглого типа. Кабели марок КПБК и КПБП с полиэтиленовой изоляцией предназначены для эксплуатации при температурах окружающей среды до +90 °С.

Кабели КПБК и КПБП состоят из медных токопроводящих жил, изолированных в два слоя полиэтиленом высокой плотности и скрученных между собой (в кабелях КПБК) или уложенных в одной плоскости (в кабелях КПБП), а также из подушки и брони.

К кабельным линиям предъявляются достаточно жесткие требования-малые электрические потери, хорошие диэлектрические свойства изоляции, термостойкость к низким и высоким температурам, хорошая сопротивляемость воздействию пластовой жидкости и газа. Выбор конструкции кабеля зависит от температуры окружающей среды, свойств пластового флюида.

Для сохранения целостности кабеля и его изоляции при спуско-подъемных операциях необходимо кабель фиксировать на колонне НКТ. Простейшим приспособлением для крепления кабеля являются металлические пояса с пряжками, или клямсы. Крепление кабеля-удлинителя и основного кабеля к НКТ осуществляется по обе стороны каждой муфты НКТ на расстоянии 200-250мм от верхнего и нижнего торцов муфты.

Трансформаторы предназначены для питания установок от сети переменного тока напряжением 380 или 6000 В частотой 50 Гц. Трансформатор повышает напряжение, чтобы двигатель на вводе в обмотку имел заданное номинальное напряжение. Трансформатор состоит из магнитопровода, обмоток высокого напряжения и низкого напряжения, бака, крышки с вводами и расширителя с воздухоосушителем, переключателя.

Станция управления предназначена для управления работой и защиты УЭЦН и может работать в ручном и автоматическом режимах. Станция оснащена необходимыми контрольно-измерительными системами, автоматами, всевозможными реле. Станция управления выполнена в металлическом ящике, устанавливается на открытом воздухе, но часто в специальной будке.

Рисунок 15 Схема оборудования устья скважины ЭЦН.

Устье скважины для эксплуатации установками ЭЦН оборудуется либо стандартной фонтанной арматурой со специальной планшайбой для пропуска и герметизации кабельной линии, либо специальным оборудованием.

Крестовик 1, соединенный с обсадной колонной, имеет разъемный конус 2, на котором подвешиваются НКТ. Над конусом расположено резиновое уплотнение 3, герметизирующее место вывода труб и кабеля 4. Уплотнение поджимается разъемным фланцем 5. Затрубное пространство скважины соединяется с выкидом из НКТ через колено 6 и обратный клапан 7. обратный клапан предназначен для отвода затрубного газа в линию нефтесбора. Крестовик 1 имеет специальное отверстие для применения эхолота или других приборов. Рабочее давление, на которое рассчитано оборудование устья, составляет 14 и 21 МПа, давление, на которое рассчитан устьевой сальник-4 МПа, диаметр условного прохода запорных органов-65мм.

Таблица 3

Технологический режим скважин, оборудованных УЭЦН

НГДУ	Цех	Месторождение	Площадь	Куст	Скважина	Пласт
НГДУ ТН	ОЦДНГ	Серафимовское	Серафимовская	515	515	Сбоб+рад
НГДУ ТН	ОЦДНГ	Серафимовское	Константиновская	316	316	Сбоб+рад
Тип коллектора	Интервал перфорации	Рпл.,атм.	Рнас,атм.	Дебит нефти,т/сут	Дебит жидкости, т/сут
Терриген	1675-1677;1203,4-1210	102,4	42	0,047	2,5
Терриген	1257,2-1264,2	134,6	42	0,559	28,6
Нд,м	Рзатр,атм	Рбуф,,атм	Рлин,атм	Рзаб,атм	Способ эксплуатации	Состояние
982	0,5	5,5	5	20,7	УЭЦН	в работе
799	1,5	18	17	47,5	УЭЦН	в простое
Коэффициент подачи	Вязкость нефти, сПз	Вязкость воды, сПз	Газовый фактор,м3/т	Тпл, 0С	Вид ГТМ
0,13	31	1,2	12,6	26	ГРП
1,43	31	1,2	12,6	26	РИР
Типоразмер насоса	Напор ЭЦН,м	Частота ПЭД,Гц
ЭЦН5-20-1400	1400	50
ЭЦН5-20-1300	1300	50

2.3 Эксплуатация скважин УЭДН

Диафрагменные насосные установки предназначены для эксплуатации скважин с агрессивной продукцией, а также содержащей механические примеси. Установка проста в монтаже и обслуживании, недостатком является невысокая подача и очень узкая область применения по подачам и напорам.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 16 Принципиальная схема ЭДН 1 - токоввод; 2 - нагнетательный клапан; 3 - всасывающий клапан; 4 - диафрагма; 5 - пружина; 6 - плунжерный насос;7 - эксцентриковый привод; 8 - конический редуктор; 9 - электродвигатель; 10 - компенсатор

Диафрагменные насосы являются насосами объемного типа. Основным рабочим элементом является диафрагма, которая отделяет жидкость от контакта с другими элементами насоса.

Скважинный диафрагменный насос приводится в действие погружным электродвигателем. Погружной агрегат спускается в скважину на колонне НКТ, а питание электродвигателя осуществляется по кабелю.

Глубинный насос состоит из двух частей: верхней, в которой размещена круглая диафрагма, делящая эту часть на наддиафрагменную полость и являющаяся, по существу, насосом с нагнетательным клапаном и всасывающим клапаном, и нижней поддиафрагменной полости, которая заполнена маслом.

Насос работает следующим образом. Вращение вала двигателя приводит в действие угловую зубчатую передачу. Вместе с вращением зубчатого колеса вращается эксцентрик, приводя в возвратно-поступательное движение поршень, прижатый к эксцентрику пружиной. Пространство, освобожденное поршнем в цилиндре, заполняется маслом и диафрагма занимает нижнее положение, за время движения поршня вниз давление в наддиафрагменной полости снижается, нагнетательный клапан закрывается, открывается всасывающий клапан, и продукция скважины поступает в наддиафрагменную полость. При ходе поршня вверх давление в камере повышается, приводя к перемещению вверх диафрагмы. Давление в наддиафрагменной полости повышается, всасывающий клапан закрывается, а нагнетательный открывается, жидкость из наддиафрагменной полости вытесняется в колонну НКТ.

Таблица 4

Технологический режим скважин, оборудованных УЭДН

НГДУ	Цех	Месторождение	Площадь	Куст	Скважина	Пласт
НГДУ ТН	ОЦДНГ	Серафимовское	Серафимовская	297	297	Dард+вор
НГДУ ТН	ОЦДНГ	Серафимовское	Серафимовская	54	54	СТур
Тип коллектора	Интервал перфорации	Рпл.,атм.	Рнас,атм.	Дебит нефти,т/сут	Дебит жидкости, т/сут
Терриген	1819,5-1821,5	168,3	98	0,311	8
Карбонат	1317-1325	121,6	46	0,294	8,3
Нд,м	Рзатр,атм	Рбуф,,атм	Рлин,атм	Рзаб,атм	Способ эксплуатации	Состояние
905	3	10	12	92	УЭДН	в работе
872	3,1	6,5	6	44	УЭДН	в простое
Коэффициент подачи	Вязкость нефти, сПз	Вязкость воды, сПз	Газовый фактор,м3/т	Тпл, 0С
2	1,4	1,2	55,6	35
1,04	23,5	1,2	12,6	26
Типоразмер насоса	Напор ЭЦН,м	Частота ПЭД,Гц
УЭДН5-4-1600	1600	50
УЭДН5А-8-1300	1300	50

3. Осложнения при эксплуатации скважин и методы борьбы с ними

3.1 Борьба с вредным влиянием газа

Одним из отрицательных последствий влияния растворенного газа на работу штангового насоса является уменьшение подачи и как следствие снижение производительности подземного оборудования. Попадающий в цилиндр газ занимает часть рабочего объема цилиндра и тем самым снижает подачу жидкости насосом.

Для снижения вредного влияния свободного газа на работу ШСНУ в настоящее время используются следующие способы:

-увеличение давления на приеме насоса за счет его большего погружения под динамический уровень;

-снижение коэффициента мертвого пространства за счет использования насосов специальной конструкции;

-увеличение длины хода плунжера;

-увеличение коэффициента сепарации свободного газа у приема насоса.

Последнее достигается путем использования глубинных устройств, называемых газовыми якорями или газовыми сепараторами. Работа газовых сепараторов основана на принципе гравитационного разделения фаз.

В зависимости от количества свободного газа фактические характеристики электроцентробежного насоса деформируются, а при определенном газосодержании насос прекращает подавать жидкость (срыв подачи). Допустимые значения газосодержания на входе в насос по техническим условиям эксплуатации установок составляют 25%. Известны следующие методы борьбы с газом в скважинах, эксплуатируемых УЭЦН:

- спуск насоса в зону, где давление на приеме обеспечивает оптимальную подачу насоса и устойчивую ее работу-этот метод прост технологически и организационно, но является неэкономичным;

- принудительный сброс газа в затрубное пространство;

- применение сепараторов различных конструкций.

3.2 Борьба с механическими примесями

Механические примеси, попадая в насос, приводят к износу пары трения «цилиндр-плунжер», клапанов, а в ряде случаев вызывает заклинивание плунжера в цилиндре и обрыв штанг. Кроме того, чрезмерное количество песка в продукции приводит к осаждению части его на забое скважин, образованию песчаных пробок и снижению продуктивности.

Для предотвращения поступления песка в скважины широко используют:

-специальное оборудование забоев различными фильтрами, но они быстро забиваются;

-плунжеры с канавками и типа «пескобрей»;

-ограничивают вынос песка путем регулирования отбора жидкости;

-периодически удаляют накапливавшийся песок на забое;

-применяют песочные якоря;

-применяют подлив жидкости в затрубное пространство.

Существенный положительный эффект при эксплуатации пескообразующих скважин может дать применение песочных якорей, закрепляемых под всасывающим клапаном глубинного насоса.

Рисунок 16 Принципиальная схема песочных якорей

На рисунке 16 первый якорь условно называется прямым - продукция скважины поступает в кольцевой зазор между корпусом и трубой, а жидкая фаза по трубе поступает к всасывающему клапану насоса. Второй якорь называется обращенным - продукция скважины поступает в трубу, а жидкая фаза из кольцевого зазора между корпусом и трубой поступает к всасывающему клапану насоса.

Чистка песчаных пробок промывкой скважины является достаточно трудоемкой и дорогостоящей операцией, поскольку частицы песка покрыты нефтью, а зачастую и парафином, в процессе эксплуатации они слипаются, образуя достаточно прочную пробку. Износ рабочих органов ЭЦН сопровождается повышенной вибрацией и к «полету» агрегата. Методы борьбы: насосы износостойкого исполнения, промывка, фильтры.

3.3 Борьба с АСПО

Парафинообразование в скважинах, оборудованных штанговыми насосами, имеет некоторые особенности. Они заключаются в следующем: в области приема ШГН происходит снижение давления и начинается интенсивное газоотделение, которое сопровождается выпадением парафина.

Парафин откладывается на фильтре насоса, уменьшая его полезное сечение, а значит, ухудшая поступление жидкости в насос и снижая его подачу; парафин прилипает к седлам и клапанам, ухудшая герметичность этой пары, что приводит к утечкам части жидкости из цилиндра; парафин откладывается в зазоре между цилиндром и плунжером, приводя к заклиниванию последнего; парафин осаждается на штангах, увеличивая их массу и значение сил гидравлического сопротивления при их перемещении; парафин откладывается на НКТ, уменьшая свободное сечение для движения добываемой жидкости и увеличивая нагрузку на головку балансира и штанги; последнее приводит к увеличению обрывности штанг.

Девонские нефти содержат в своем составе до 7% парафина, и в процессе движения от забоя к устью парафин вследствие изменения термодинамических условий выпадал из раствора и откладывался на элементах оборудования и трубах.

Несмотря на различие диаметров насосно-компрессорных труб (НКТ), характер отложений идентичен: Парафинообразование начинается с глубины 850-750м, увеличиваясь по толщине отложений к устью. Имеется одна или две области максимума толщины. Наиболее устойчивой является зона в пределах 350-150м, где толщина может достигать 30мм и более.

Из сказанного следует, что разработка мер борьбы с парафином была решающей в создании нормальных условий эксплуатации фонда скважин, дающих основной объем добычи.

Первыми и получившими широкое распространение стали термические методы: а) нагрев горячей нефти на поверхности и прокачка ее через затрубное пространство способом обратной промывки до полного расплавления и выноса парафина; б) подъем НКТ из скважины и пропарка на устье или на специальном пропарочном стенде, подключенном к котельной; в) применение специальных электрических индукционных прямоточных нагревателей, устанавливаемых на устье и обеспечивающих нагрев добываемой жидкости и ее циркуляцию.

Исследованиями установлено, что отложение парафина начинается с глубины разгазирования нефти, а интенсивность отложений находится в зависимости от дебита скважин и давления на устье.

Пропарка скважин не позволяла осуществить очистку от парафина, т.к. верх колонны НКТ разогревался быстрее, и расплавленный парафин оседал внизу, заклинивая штанги и насосы.

Более эффективной была прокачка предварительно нагретой нефти при работающей скважине. При этом необходимо было иметь определенные навыки, используемые для каждой скважины индивидуально. Всегда существовала опасность образования парафиновых пробок, что зачастую оканчивалось подъемом НКТ вместе со штангами.

Наряду с тепловым методом начали применять способ очистки парафина механическим путем, который предусматривал соскабливание парафина при помощи фигурных скребков, крепящихся на насосных штангах.

Рисунок 17 Скребок фигурный 1 - штанга; 2- хомут; 3- нож; 4- основание

До их применения межремонтный период работы скважин составлял в среднем 15-17 суток. Причем после ремонта с пропаркой труб дебит скважин сохранялся стабильным лишь в течение 8-10 суток, после чего резко снижался, и через 15-17 суток подача прекращалась вообще, т. к. подъемные трубы оказывались полностью забиты парафином. После оборудования скребками скважины стали работать без ремонта 3-5 месяцев.

Применяются также различные виды дозаторов.

Наземный дозатор с автономным приводом типа НДУ-50/150 выполнен на базе насосов НД с подачей 2 л/ч и давлением до 12 МПа. Недостатками являются большой расход электроэнергии, отсутствие фильтра, размещение насоса над приводом, утечки в цилиндре из-за отсутствия уплотнительных элементов, большая масса (до 86кг).

Дозатор НДУ-10/10 является модернизированным вариантом установки НДУ-10/150, рассчитанным на производительность 10 л/ч и давление 10 МПа. Предназначен для использования в блочных замерных установках "Спутник". Для индивидуального скважинного дозирования использовать нельзя из-за следующих недостатков: открытое исполнение, незащищенность электронасосного агрегата от атмосферных осадков и низких температур, высокая производительность и энергоемкость.

Установка дозировочная с приводом от станка-качалки НД1СК создана на базе насоса НД-К14. В качестве привода использован перемещающийся балансир СК, который через тягу передает движение на храповик, установленный на ведущем валу насоса. Недостатки: сложность изготовления и связанная с этим дороговизна, отсутствие подогрева химреагента, значительная масса.

Рисунок 18 Устьевой дозатор. 1- клапан всасывающий; 2- клапан нагнетательный; 3- опора; 5- гайка; 6- шток; 7- стакан; 8-пру-жина; 9- кольцо;10, 12,14 - гайка; 11- цилиндр; 13- корпус; 18- поршень; 19- цилиндр; 20, 21 - кольцо уплотнительное; 22,25 - шайба

Дозаторы гравитационного действия широко распространены. Они представляют собой различные емкости, устанавливаемые около устья скважины и связанные с затрубным пространством, куда под собственным весом постоянно или периодически сливается реагент.

Для УЭЦН тепловые методы не применяются, можно применить полимерные покрытия для труб, либо использование труб меньшего диаметра, но при этом необходимо оценить рост потерь давлений на трение.

3.4 Борьба с солями

В результате отложений солей уменьшается диаметр НКТ, что впоследствии приводит к снижению дебита, ухудшается работоспособность оборудования. К предупреждающим методам борьбы относят: применение защитных покрытий, ингибиторов солеотложения ДПФ-1 и ИСБ-1. К удаляющим методам борьбы - скребки, растворители.

3.5 Борьба с коррозией

Коррозия приводит к поломке оборудования, нарушению целостности стенок подъемных труб, что может привести в свою очередь к срыву работы всей скважины. Для борьбы с коррозией применяют различные лаки, эпоксидные смолы, ингибиторы СОНКОР 9701, 9510, ВИКОР, СНПХ 1004, 1007 и насосы коррозионностойкого исполнения.

4. Технология исследования скважин, применяемые программно-аппаратные комплексы

4.1 Основные методы ГДИС

Все применяемые в промысловой практике методы гидродинамических исследований делятся на две группы: 1) методы, основанные на промысловых измерениях дебитов и давлений при установившихся процессах фильтрации жидкостей и газов в пластах, и 2) методы, основанные на наблюдениях за изменением дебитов и давлений во времени при неустановившихся процессах.

Для установившегося процесса фильтрации характерной чертой является неизменность во времени расхода и давления в изучаемом элементе пласта. К рассматриваемой группе относятся метод установившихся отборов и метод карт изобар.

Метод установившихся отборов (метод пробных откачек) в практике исследований скважин самый распространенный. Существо метода сводится к установлению путем промысловых измерений зависимости между дебитом скважины и ее забойным давлением (или перепадом между пластовым и забойным давлением) при установившихся режимах эксплуатации. На базе этой зависимости определяется такая характеристика скважины, как коэффициент продуктивности, а также гидропроводность пласта в районе скважины.

Метод карт изобар используется для исследования пласта в целом или отдельных крупных участков при всех режимах эксплуатации залежей. С помощью карт изобар решаются также важные практические задачи как: определение параметров пластов, оценка скоростей движения жидкостей в различных участках пласта и др.

К гидродинамическим методам исследований, основанным на изучении неустановившихся процессов фильтрации жидкостей и газов, относятся метод восстановления давления и метод гидропрослушивания.

Метод восстановления давления основан на изучении процессов изменения забойного давления и дебита скважины во времени при переходе от одного установившегося режима ее эксплуатации к другому.

Метод гидропрослушивания по своему существу близок к методу восстановления давления. Отличие заключается в том, что при изменении режима эксплуатации скважины (например, при ее пуске или остановке) изменение давления регистрируется на забое другой, а не той же скважины. Для этой цели используются высокочувствительные манометры. Регистрируемая кривая изменения забойного давления в реагирующей скважине называется кривой гидропрослушивания, или кривой реагирования. Обработка этой кривой позволяет определить некоторые важные характеристики пласта на участке между исследуемыми скважинами. Метод гидропрослушивания применяется в основном для исследования пластов, по которым фильтруется однофазная жидкость или водонефтяная смесь.

Гидродинамические методы исследований являются одной из основных частей общего комплекса методов изучения и контроля разработки нефтяных залежей. Основные задачи контроля состоят в наблюдении за изменением показателей разработки (дебитами и обводненностью скважин, пластовыми давлениями, температурой и др.) и получении информации о ходе процессов выработки пластов по площади и размеру. В соответствии с задачами изучения продуктивных пластов на стадии промышленной разведки месторождений измеряют начальные пластовые давления и температуру, отбирают пробы скважинной жидкости и газа, а также проводят гидродинамические и специальные исследования, предусмотренные проектом разведки.

4.2 Технология регистрации уровня

Технология регистрации уровня представляет собой последовательный ряд основных операций по установке УПАС, соединению его с БР, созданию и регистрации волнового импульса и демонтажу УПАС.

1) Внешним осмотром проверяется исправность запорной арматуры, чистота затрубного отвода, колонного патрубка, затрубного вентиля и при наличии в них грязевой или ледовой пробки проводится чистка этих элементов.

2) Кратковременно открыть задвижку патрубка затрубного пространства, убедиться в исправности задвижки и отсутствию выбросов жидкости, закрыть задвижку, при отсутствии избыточного давления вместо клапана присоединяется УГАС.

3) Присоединить УПАС у патрубку затрубного пространства, плавно открыть затрубный вентиль, произвести визуальную проверку герметичности соединения, соединить кабель БР и УПАС, включить БР, подготовить БР к регистрации уровня, УПАС завинчивают без перекосов до упора.

4) Создать акустическое воздействие, для этого необходимо кратковременно открыть клапан путем резкого нажатия на пяту рычага, для генерации сигнала УГАС необходимо плавно вытянуть гофру и резко надавить до упора. Запрещается при подаче акустического сигнала в скважинах с избыточным давлением находится по направлению выброса газа, при создании импульса нужно находиться с тыльной стороны УПАС, за угловым вентилем.

5) Оценить результаты исследования, при необходимости сохранить в памяти БР, выключить БР, отсоединить кабель от УПАС, закрыть задвижку, стравить давление нажатием на рычаг клапана, отсоединить УПАС от патрубка.

4.3 Порядок снятия динамограмм

Динамометрирование - изучение нагрузок, испытываемых штангами при эксплуатации ШСНУ. График изменения нагрузок называется динамограммой.

Порядок снятия динамограммы накладным датчиком «Микон-101»:

- с помощью кабеля соединить БР с датчиком динамографа

- остановить СК вблизи нижней мертвой точки

- очистить от грязи место под установку датчика на нерабочей части штока ниже траверсы

- включить прибор, первые две секунды после включения происходит тестирование датчика, сопровождающееся последующим включением всех светодиодов.

- закрепить датчик на нерабочем участке штока и по светодиодам произвести затяжку винта в рабочем положении так, чтобы горел средний светодиод.

- запустить СК и выдержать несколько циклов до выхода на рабочий режим

- установить параметры замеров

- нажать клавишу SHIFT дождаться появления на экране сообщения 1Т периода, затем при прохождении штоком нижней точки нажать SHIFT для начала отчета контрольного периода, появляется сообщение 2Т периода, при прохождении штоком нижней точки второй раз нажимаем SHIFT, на экране фиксируется длительность замера и начинается процесс регистрации заданного числа цикла динамограммы, затем появляется динамограмма первого зарегистрированного цикла и цифровые значения: ход штока, мм; нагрузка, кг; коэффициент балансировки.

- по графическому изображению и параметрам оцениваем достоверность замера, при возникновении сомнений повторяем замер однократным нажатием клавиши SHIFT

- записать замер в память БР нажатием один раз кнопки-(;).

4.4 Программно-аппаратный комплекс «Микон-101»

Программно-аппаратный комплекс «Микон-101» предназначен для акустического контроля уровня жидкости и измерения давления в затрубном пространстве, исследования работы скважин с глубинными штанговыми насосами методом динамометрирования с целью контроля работы насосного оборудования. Комплекс состоит из программной и аппаратной частей. В состав аппаратной части входят система акустического контроля (БР, УПАС, УГАС) и система динамометрического контроля (БР, ДН, ДВ).

Устройство приема акустических сигналов состоит из корпуса со скобами, в муфте которого выполнена резьба для присоединения к патрубку затрубного пространства. Для присоединения УГАС служит штуцер с резьбой. Внутри корпуса установлен микрофон, который крепится винтом со стороны штуцера. Связь микрофона с платой предусилителя осуществляется через разъемное электрическое соединение. Плата предусилителя выполнена в виде кольца и герметично закрывается крышкой. На корпусе УПАС установлен датчик давления. Устройство генерации акустических сигналов устанавливается на штуцер УПАС и предназначено для создания акустического воздействия в скважинах без давления, путем быстрого сжатия гофры. Клапан устанавливается на штуцер УПАС и предназначен для создания акустического сигнала в скважинах с избыточным давлением, путем кратковременного его открытия.

Рисунок 19 Комплекс «Микон-101».

Блок регистрации состоит из следующих функциональных узлов:

-микропроцессора - для управления состоянием и режима работы узлов и обработки информации соответственно с программой;

- оперативное запоминающее устройство - для записи и обработки оперативных данных;

- энергонезависимое запоминающее устройство - для записи и долговременного хранения замеров;

- клавиатура - для ввода данных;

- устройство индикации (экран) - для визуализации данных;

- таймер-календарь - для регистрации даты и времени.

БР выполнен в ударопрочном антистатическом корпусе. Состоит из верней и нижней крышек и передней панели. На передней панели установлены выключатель для включения/выключения блока и подогрева, разъем для подключения к УПАС и ПК. В верхней крышке размещены экран и клавиатура, состоящая из 16 цифровых и функциональных клавиш. В нижней крышке расположен отсек для автономного источника питания.

Накладной датчик динамографа предназначен для измерения относительной нагрузки на штоке и для измерения перемещения штока. Состоит из корпуса, внутри которого размещена электронная плата, герметично закрытая крышкой, датчика нагрузки и датчика перемещения. Для задания усилия зажима имеется зажимной винт, для передачи сигнала в БР - разъем для подсоединения кабеля, на боковой поверхности размещены 3 светодиода - для индикации крепления датчика. Встраиваемый датчик динамографа устанавливается между траверсами канатной подвески и позволяет измерять абсолютное значение нагрузки на шток.

Рисунок 20 Теоретическая динамограмма

Точка А - начало хода устьевого штока вверх, АБ - восприятие нагрузки от веса жидкости после закрытия нагнетательного клапана. Отрезок бБ - потеря хода плунжера в результате удлинения штанг и сокращения труб, отрезок БВ соответствует ходу плунжера вверх. При обратном ходе штока линия ВГ отображает разгрузку штанг от веса жидкости (трубы растянулись, а штанги сократились). В интервале ГА (ход плунжера вниз) нагрузка Р_вн равна весу штанг в жидкости, а при ходе вверх Р_вв - весу штанг и весу жидкости над плунжером.

Фактическая динамограмма отличается от теоретической и ее изучение позволяет определить максимальную и минимальную нагрузки, длины хода штока и плунжера, уяснить динамические процессы в колонне штанг, выявить ряд дефектов и неполадок в работе ШСВУ и насоса.

Рисунок 21 Фактические динамограммы

Манометр-термометр глубинный МТГ-25 предназначен для регистрации давления и температуры при гидродинамических исследованиях бурящихся, эксплуатационных и нагнетательных скважин, в том числе по межтрубному пространству. Имеет энергозависимую память. Выполняет до пяти заданий последовательно по времени и по пороговому давлению. Результаты могут быть представлены на компьютере в виде графиков, таблиц или записаны в текстовый файл.

Автономный манометр-термометр АМТ-07 предназначен для измерения и контроля давления и температуры в эксплуатационных, нагнетательных и наблюдательных скважинах с последующим представлением результатов в функции времени или по стволу скважины. Используется при проведении поинтервальных замеров давления, при снятии кривых восстановления (падения) давления, при гидропрослушивании и при определении распределения давления, температуры и плотности по стволу скважины. Позволяет производить исследование на скребковой проволоке, на тросе или на трубах.

5. Техника и технология сбора и подготовки скважинной продукции

На первоначальной стадии разработки Серафимовского месторождения применялась индивидуальная технологическая схема сбора нефти и газа, согласно которой газонефтяная или газо-водонефтяная смесь из скважины поступала на индивидуальную трапн...