- •Исследование скважин, оборудованных штанговыми насосными установками.
- •Коэффициент подачи штангового скважинного насоса. Постоянные и переменные факторы, влияющие на коэффициент подачи штангового скважинного насоса.
- •Минимальное забойное давление фонтанирования. Определение глубины начала выделения газа.
- •Нагрузки, действующие на штанги и их влияние на ход плунжера.
- •Назовите и объясните способы защиты погружного насоса от вредного влияния газа.
- •Напорная характеристика скважины. Распределение давления вдоль ствола скважины для жидкости и гжс.
- •Несовершенство скважин. Влияние несовершенства на дебит скважины. Формула дебита несовершенной скважины.
- •Формулы притока жидкости к несовершенным скважинам
- •Несовершенство по качеству вскрытия
- •Общая схема установки погружного центробежного электронасоса. Определение подачи насоса при некотором газосодержании на его приеме.
- •Опишите технологию определения положения динамического уровня жидкости в скважине. Цель и назначение.
- •Определение глубины подвески погружного электроцентробежного насоса.
- •Определение дебита фонтанной скважины. Минимальное забойное давление фонтанирования. (см.15?)
- •Определение подачи уэцн. Основные достоинства и недостатки уэцн.
Несовершенство по качеству вскрытия
В практике разработки выделяют еще один вид несовершенства – по качеству вскрытия, когда проницаемость призабойной зоны скважины (ПЗС) снижена по сравнению с естественной проницаемостью пласта.
С учетом данного вида несовершенства формула Дюпюи приобретает вид:
, (5.6)
где S=S1+S2. Здесь S1 – коэффициент, учитывающий дополнительные фильтрационные сопротивления в ПЗС из-за несовершенства скважины по качеству первичного вскрытия (загрязнение пласта фильтратом бурового раствора, цементным раствором и т.п.); S2 - коэффициент, учитывающий дополнительные фильтрационные сопротивления в ПЗС из-за несовершенства скважины по качеству вторичного вскрытия (возникновение зоны кольматации вокруг перфорационных каналов).
Коэффициент совершенства в этом случае равен:
. (5.7)
Величины C и особенно S трудно поддаются определению. Однако знаменатель формулы (5.7) можно определить с помощью промысловых гидродинамических исследований скважин.
-
Общая схема установки погружного центробежного электронасоса. Определение подачи насоса при некотором газосодержании на его приеме.
Установки УЭЦНМ и УЭЦНМК (рис. 1) состоят из
-
погружного насосного агрегата, кабеля в сборе 6,
-
наземного электрооборудования - трансформаторной комплектной подстанции (индивидуальной КТППН или кустовой КТППНКС) 5.
Вместо подстанции можно использовать трансформатор и комплектное устройство.
Насосный агрегат, состоящий из погружного центробежного насоса 7 и двигателя 8 (электродвигатель с гидрозащитой), спускается в скважину на колонне насосно-компрессорных труб 4.Насосный агрегат откачивает пластовую жидкость из скважины и подает ее на поверхность по колонне НКТ.
Кабель, обеспечивающий подвод электроэнергии к электродвигателю, крепится к гидрозащите, насосу и насосно-компрессорным трубам металлическими поясами (клямсами) 3, входящими в состав насоса.
Комплектная трансформаторная подстанция (трансформатор и комплектное устройство) преобразует напряжение промысловой сети до значения оптимального напряжения на зажимах электродвигателя с учетом потерь напряжения в кабеле и обеспечивает управление работой насосного агрегата установки и ее защиту при аномальных режимах.
Обратный клапан 1 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.
Спускной клапан 2 служит для слива жидкости из колонны НКТ при подъеме насосного агрегата из скважины.
Установка ПЦЭН (рис. 11.1) включает маслозаполненный электродвигатель ПЭД 1; звено гидрозащиты или протектор 2; приемную сетку насоса для забора жидкости 3; многоступенчатый центробежный насос ПЦЭН 4; НКТ 5; бронированный трехжильный электрокабель 6; пояски для крепления кабеля к НКТ 7; устьевую арматуру 8; барабан для намотки кабеля при спуско-подъемных работах и хранения некоторого запаса кабеля 9; трансформатор или автотрансформатор 10; станцию управления с автоматикой 11 и компенсатор 12.
Рис. 11.1. Общая схема оборудования скважины установкой погружного центробежного насоса