Притокометрия и какие задачи решаются этим методом.
В процессе исследования скважин во время разработки месторождения возникает необходимость выделения работающих пластов в интервале перфорации (поглощающих или дающих приток), оценки их производительности, выявление перетока между перфорированными пластами по стволу скважины после ее остановки, распределение общего (суммарного) дебита или расхода по отдельным пластам, разделенным неперфорированными интервалами, получение профиля притока или приемистости пласта по его отдельным интервалам. По конструкции притокомеры разделяются на механические и термокондуктивные.
Механические представляют собой корпус с закрепленным пакерным устройством, внутри корпуса закреплена турбина на острие иглы(вращается свободно). Поток жидкости, проходя через определенное сечение корпуса прибора, заставляет вращаться турбину, по скорости вращения можно определить интенсивность потока, оценить дебит того или иного пропластка. На одной из лопастей турбины закреплен магнит, напротив магнита устанавливается геркон-магнитоуправляемый контакт. Результаты измерения – импульсы тока, частота которых пропорциональна частоте вращения турбинки или притоку флюида. По величине приращения * на толщину пласта говорят о продуктивности пласта. Преимуществом является высокая точность в определенном интервале дебитов (за пределами погрешность резко увеличивается, например при малых дебитах недостаточно жидкости для вращения турбинки).
|
|
|
Более диапазонный – притокомер кондуктивный. Корпус, внутри медная проволочка в трубочке, а рядом такая же трубочка с проволокой нагревателем. При подаче тока на нагреватель между нагревателем и датчиком температуры наблюдается максимальная температура при отсутствии потока флюида, появление потока снижает величину температуры пропорционально скорости потока.
Основные узлы и особенности конструкции вставных и невставных штанговых скважинных насосов.
Невставные насосы применяются на глубинах до 1500м, а остальные 1500-3000м.
достоинство невставных: может откачивать жидкость с большим содержанием мехпримесей, вставные с малым содержанием мп.
Недостаток вставных: при одинаковом диаметре НКТ производительность вставных будет меньше.
Достоинство вставных: при ПРС надо поднимать только колонну штанг.
НВ1 — вставные с замком наверху;
НВ2 — вставные с замком внизу;
НН — невставные без ловителя;
НН1 — невставные с захватным штоком;
НН2 — невставные с ловителем.
Скважинные насосы имеют вертикальную конструкцию одинарного действия с неподвижным цилиндром, подвижным металлическим плунжером и шариковыми клапанами.
|
|
|
Отличием является их монтаж в скважине: вставной насос – цилиндр и плунжер спускаются вместе на колонне штанг, невставной насос – цилиндр спускается в скважину на колонне НКТ, а плунжер на колонне штанг.
Замковая опора состоит из опорного кольца и пружинного якоря устанавливаемых в специальной опорной муфте и зажимаемых сверху переводником.
Насос имеет конус, сверху крепящийся к направлению штока, а снизу – к упорному ниппелю. Конус садится на опорное кольцо в ПКТ, ниппель, разжимая пружины якоря; обхватывается ими, надежно фиксируя насос.
Клапанный узел включает в себя корпус, конус, седло, шар. Всасывающий клапанный узел устанавливается в основание цилиндра и может быть поднят из скважины захватным приспособлением, выполненным в виде крестовины, которая входит в прорезь основания и путем поворота последнего фиксируется в ней. Узел нагнетательного клапана устанавливается в верхней или нижней части плунжера и отличается от всасывающего отсутствием захвата
3. Сущность барьерного заводнения.
Эта разновидность внутриконтурного заводнения применяется при разработке нефтегазовых или нефтегазоконденсатных залежей пластового типа с целью изоляции газовой (газоконденсатной) части залежи от нефтяной. Кольцевой ряд нагнетательных скважин располагают в пределах газонефтяной зоны, вблизи внутреннего контура газоносности.
|
|
|
Применение барьерного заводнения обеспечивает возможность одновременного отбора нефти и газа из недр без консервации газовой шапки на длительное время, обязательной при разработке с использованием природных видов энергии или при охарактеризованных выше разновидностях заводнения. Барьерное заводнение может сочетаться с законтурным или приконтурным, а также с использованием энергии напора пластовых вод. Наиболее эффективно его применение при относительно однородном строении и небольших углах падения пластов.
Барьерное заводнение применяют при:
V газ.шапки составляет более 10% от общего V резервуара залежи.
Билет № 86
1. Особенности конструкции винтовых насосов для скважинной добычи нефти
Винтовые погружные электронасосы предназначены для эксплуатации скважин с высокой вязкостью нефти и большими газовыми факторами. Эти насосы имеют высокий коэффициент наполнения по сравнению со штанговыми глубинными насосами и погружными центробежными электронасосами в аналогичных условиях работы. В винтовых насосах производительность может изменяться с изменением напора, поэтому их характеристика близка к характеристике центробежных погружных электронасосов. В качестве привода используются те же электродвигатели, что и в установках погружных центробежных насосов.
|
|
|
По конструкции винтовые насосы просты, в них напор создается специальным винтом, вращающимся в резиновой обойме, охватывающей винт. Простота установки винтовых насосов при наличии одной подвижной детали (вращающийся винт), несложность обслуживания — большое преимущество их перед другими насосами.
В погружных винтовых насосах имеется ряд специфических узлов и деталей: пусковая и эксцентриковая муфта, клапан 2 и шламовая труба 1
Пусковая муфта соединяет валы протектора и насоса и обеспечивает с помощью выдвижных кулачков его пуск при достижении ротором электродвигателя частоты вращения, соответствующей максимальному крутящему моменту. Кроме того, муфта защищает насос от обратного вращения. В насосе имеются две эксцентриковые муфты: одна расположена между винтами, другая — между нижним винтом и приводным валом. Каждая муфта состоит из двух универсальных шарниров, что позволяет винтам в обоймах совершать сложное планерное вращение.
Предохранительный поршеньково-золотниковый клапан находится над насосом и состоит из корпуса, золотника и седла с поршнем. Клапан выполняет несколько функций, главные из которых — защита насоса от сухого трения и повышенного давления, заполнение и слив жидкости из НКТ при спуско-подъемных операциях. Шламовая труба предохраняет насос от засорения крупными частицами примесей и выполняет роль отстойника.
Каждый рабочий орган насоса состоит из резинометаллической двух-заходной обоймы и однозаходного винта. Шаг обоймы в два раза больше, чем шаг винта.
Жидкость в насос поступает одновременно в левый и правый органы через приемные сетки-фильтры. В камере между винтами потоки соединяются, и, следуя дальше по кольцевому каналу между корпусом насоса и верхней обоймой, жидкость через предохранительный клапан поступает в напорную линию.
Подвижные детали насоса (два рабочих винта и приводной вал) соединены в гибкую систему двумя эксцентриковыми муфтами.
Неподвижные части рабочих органов (обоймы совместно с основанием и корпусами) образуют жесткую систему — трубчатый корпус насоса.
Особенность винтовых насосов — их рабочие органы изготовляются с различными натягами и зазорами, учитывающими их тепловое расширение в скважинах.
Приводом винтовых насосов служит погружной электродвигатель. Электродвигатель трехфазный, асинхронный, короткозамкнутый, четырехполюсный, погружной, маслонаполненный. Исполнение двигателя вертикальное, со свободным концом вала, направленным вверх. Кабельные линии, кабели, трансформаторы и станции управления для комплектации установок погружных винтовых электронасосов идентичны применяемым для установок погружных центробежных электронасосов.
Подписи к рисунку: 1- труба шламовая, 2- клапан предохранительный, 3- винт левый, 4- обойма левая, 5- обойма правая, 6- винт правый, 7- шарниры универсальные, 8- вал, 9- муфта пусковая.
Дата добавления: 2018-11-24; просмотров: 440; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!