Анализ добывных возможностей скважин оборудованных УШГН, Павловского месторождения (стр. 3 из 7)
Для присоединения плунжера к колонне насосных штанг насос снабжен штоком, навинченным на клетку плунжера и закрепленный контргайкой. В расточке верхнего переводника цилиндра расположен упор, упираясь на который, плунжер обеспечивает срыв скважинного насоса с опоры. Клапаны насосов комплектуются парой «седло-шарик» исполнения КБ или К.
Скважинный насос спускается на колонне насосных штанг в колонну НКТ и закрепляется в опоре.
Принцип работы заключается в следующем. При ходе плунжера вверх в межклапанном пространстве цилиндра создаётся разряжение, за счёт чего открывается всасывающий клапан и происходит заполнение цилиндра. Последующим ходом плунжера вниз межклапанный объём сжимается, за счёт чего открывается нагнетательный клапан и поступившая в цилиндр жидкость перетекает в зону над плунжером. Периодические совершаемые плунжером перемещения вверх и вниз обеспечивают откачку пластовой жидкости и нагнетания ее на поверхность.
Конструктивно скважинные насосы состоят из цельного цилиндра исполнения ЦБ с всасывающим клапаном, навинченным на нижний конец. На всасывающий клапан навинчен упорный ниппель с конусом. На верхнем конце цилиндра расположен защитный клапан, предотвращающий осаждение песка в цилиндре при остановке насоса.
Внутри цилиндра подвижно установлен плунжер исполнения П1Х с нагнетательным клапаном на нижнем конце и клеткой плунжера на верхнем конце. Клапаны насосов комплектуются парой «седло-шарик» исполнения К или КБ. Для присоединения плунжера насоса к колонне насосных штанг насос снабжен штоком, навинченным на клетку плунжера и закреплённый контргайкой.
В расточке верхнего переводника цилиндра расположен упор. Насос спускается в колонну НКТ на колонне насосных штанг и закрепляется в опоре нижней частью при помощи ниппеля упорного с конусом. Такое закрепление насоса позволяет разгрузить от пульсирующих нагрузок. Это обстоятельство обеспечивает применение его на больших глубинах скважин.
Скважинные насосы исполнения НСН1 предназначены для откачивания из малодебитных, относительно неглубоких скважин маловязкой жидкости с содержанием механических примесей до 1,3 г/л и свободного газа до 10 % по объёму.
Конструктивно скважинные насосы состоят из составного цилиндра исполнения ЦС с седлом конуса на нижнем конце, в конусной расточке которого размещен всасывающий клапан. Внутри цилиндра подвижно расположен плунжер исполнения П1Х с навинченным на нижний конец наконечником, а на верхний конец – нагнетательным клапаном.
На всасывающий клапан навинчен захватный шток, располагающийся внутри плунжера.
Насосы диаметром 29, 32 и 44 мм. снабжены штоком для соединения колонны насосных штанг с плунжером, а у насосов диаметром 57 мм плунжер привинчивается к насосным штангам резьбой на нагнетательном клапане.
Длина хода плунжера насосов исполнения НСН1 составляет 900мм.
Принцип работы насоса НСН1 аналогичен принципу насоса НСВ1, однако цилиндр насоса НСН1 спускается на колонне НКТ, а плунжер с клапанами – на колонне насосных штанг. При подъёме штанг головка захватного штока упирается в наконечник плунжера и обеспечивает извлечение соединенного с ним всасывающего клапана для слива из колонны НКТ.
рис 2.
Процесс бурения скважины.
Скважина 890 заложена согласно технологической схемы разработки терригенной пачки нижнего карбона Турнейского пласта Павловского месторождения утверждённой Центральной комиссией по разработке нефтяных месторождений. Скважина пробурена с целью эксплуатации залежей нефти Павловского месторождения Тунейского пласта.
Описание процесса освоения скважинны.
Устье скважин оборудовано арматурой тип.
ЭТГр БЗ 65х140 №419. Арматура опрессована. Герметична.
25 июня 1989 года в скважине проведена кумулятивная перфорация ПКС-80 в интервале 1476,0-1492,0 м.(-1231,5-1247,5) всего сделано 288 отверстий.
В скважину спущены 73 мм. НКТ до глубины стоп – кольца.
Скважина освоена компрессором.
73 мм. НКТ спущено 154 трубы мерой 1458,45м.
В скважине в интервале перфорации сделана соляно – кислотная обработка с сульфатом аммония. За 2 часа, при Р=100 атм. закачено 12 м3. В процессе обработки давления колебалось от 150 до 90 атм. Скважина освоена компрессором. Получена нефть. Силами ЦНИПРА снята кривая восстановления давления до и после кислотной обработки.
29 августа скважина предана НДУ «Чернушканефть».
Павловка Турнейский пласт.
| Рнас (кгс/см2) | 105 |
| Пластовая температура (0С) | 25 |
| Объёмный коэф. нефти (ед.) | 1,101 |
 (Сп) | 9 |
 (г/см3) | 0,824 |
| Рпл. начал. (кгс/см2) | 154 |
| Газовый фактор | 46 |
| Газосодержание нефти (м3/т) | 46 |
| Пористость (доли ед.) | 0,1 |
| Рзаб. в доб.скважинах | 70 |
 (г/см3) | 0,912 |
 (Сп) | 113,6 |
 (Сп) | 1,64 |
 (г/см3) | 1,181 |
| Продуктианость (г/сМПа) | 0,35 |
| Проницаемость (Д) | 0,111 |
| Гидропроводность (МПас) | 1,12 |
| Пьезопроводность (см2/с) | 119 |
| Содержание: Серы (%) | 2,79 |
| Смол (%) | 18,98 |
| Парафина (%) | 3,01 |
3.2 Анализ добывных возможностей
скважин № 890, 893, 894,895, 896.
1) Определение коэффициента продуктивности скважин;
; 
коэффициент продуктивности; 
фактическая подача; 
пластовое давление; 
забойное давление. 
2) Определение максимально допустимого давления;
максимально допустимое давление; 
давление насыщения;скв. № 893
скв. № 890
скв. № 894
скв. № 895
скв. № 896
3) Определение максимально допустимого дебита скважины;
максимально допустимый дебит скважины;