Размещено на http://www.allbest.ru/

ВВЕДЕНИЕ

При насосных способах добычи нефти подъем пластовой жидкости на поверхность осуществляется под действием напора, создаваемого глубинным насосом. В настоящее время наиболее широкое применение получили погружные глубинные насосы различных конструкций, которые опускаются в скважину под динамический уровень и обеспечивают подъём жидкости на поверхность. На нефтяных месторождениях Западной Сибири из глубинных насосов применяются электроцентробежные насосы (ЭЦН) и штанговые насосы (ШГН). Принцип действия ЭЦН - динамический, ШГН является насосом объёмного действия.

В установках ЭЦН насос и его привод - электродвигатель составляют единый насосный погружной агрегат, который спускается в скважину на колонне НКТ под динамический уровень и при работе обеспечивает подъём жидкости на поверхность. Основное достоинство такой конструкции по сравнению с наземным приводом - отпадает необходимость в громоздком и малонадёжном механизме передачи движения от наземного привода к глубинному насосу; передача энергии к насосному агрегату осуществляется при помощи электрического кабеля.

При добыче нефти с помощью штанговой скважинной насосной установки (УШГН) в скважине устанавливают плунжерный насос, который приводится в действие наземным механическим приводом (станком-качалкой); звеном, соединяющим привод и плунжер насоса, является колонна насосных штанг.

К достоинствам способа добычи нефти при помощи штанговых насосов относятся небольшие затраты при эксплуатации скважин, позволяющие экономически выгодно эксплуатировать даже очень малодебитные скважины, а также простота оборудования и обслуживания скважин. Так как, большинство месторождений Западной Сибири находится на стадии падающей добычи и дебит скважин сравнительно небольшой, то установки ШГН являются наиболее подходящим оборудованием с экономической и технологической точек зрения. Для скважин с большим дебитом более выгодно применять установки электроцентробежных насосов, которые обеспечивают более высокую подачу жидкости при меньших эксплуатационных затратах.

Основным недостатком УШГН является наличие колонны насосных штанг, которая совершает возвратно-поступательное движение. Наибольшее число аварий на скважинах происходит из-за обрыва штанг; работы по ликвидации таких аварий очень трудоёмки и требует больших затрат. Также вес штанг создаёт дополнительные нагрузки на механический привод и снижает эффективность работы установки. Поэтому насосные штанги являются наиболее ответственной частью оборудования УШГН.

1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Орогидрография

Район месторождений в центральной части Западно-Сибирской равнины представляет собой слабо пересеченную, сильно заболоченную, неравномерно заселенную равнину, приуроченную к широтному колену реки Оби. Последняя судоходна со второй половины мая до конца октября. Характерной особенностью района является большое количество озер и локальное развитие многолетнемерзлых пород на глубине 170-230м толщиной до 60-80м. Почвенный слой оттаивает полностью только в июне. Климат района континентальный с избыточным увлажнением.

В геоморфологическом отношении территория месторождения располагается, в основном, на правом берегу р. Аган притока р.Оби и только небольшая, юго-восточная часть месторождения располагается на левом берегу реки, протекающей в субширотном направлении.

Гидрографическая сеть представлена на западе рекой Нонг-Еган, на востоке рекой Вать-Еган, на юге - рекой Аган. Судоходной является только река Аган для судов с посадкой не более 1м. Многочисленные мелкие речушки и притоки несудоходны даже в период весеннего паводка.

Рисунок 1 - Схема месторождений ТПП «Покачевнефтегаз»

Местность сильно заболочена, изобилует множеством мелких речушек и озер. Самое крупное озеро Имн - Лор имеет размеры 10⁸ км. Абсолютные отметки рельефа изменяются от 30 до 50км. Растительность в районе очень бедная. Крупный лес растет только по берегам рек. Климат континентальный с холодной продолжительной зимой (до - 50°С) и теплым коротким летом (до 40°С). Полезных ископаемых, кроме нефти и попутного газа, имеющих промышленное значение, на территории Покачевского месторождения не имеется.[7]

В административном отношении район находится в западной части Нижневартовского района вблизи границы с Сургутским районом Ханты -Мансийского автономного округа Тюменской области практически в центральной части Среднеобской нефтегазовой области.

В южной части проходит железная дорога Тюмень - Сургут - Нижневартовск с наиболее крупными промежуточными станциями г. Тобольск, г. Лангепас, г. Мегион и др. Вдоль западной границы района проходит железнодорожная ветка из г. Сургута на г. Ноябрьск и Уренгой. Для перевозки срочных грузов используется водный транспорт, вертолеты и современные грузовые самолеты. Асфальтированные дороги связывают г. Нижневартовск с г. Лангепасом. Через весь район месторождения с юга на север от г. Лангепаса к нефтепромыслам проложена бетонная дорога, вдоль которой проходит ЛЭП.

В г. Нижневартовске, расположенном в 140 км к юго-востоку от месторождения имеется аэропорт, речной порт и станция железной дороги.

Основными отраслями хозяйства являются нефтедобывающая промышленность, геологоразведочные работы на нефть, газ и строительные материалы, строительство объектов нефтяной промышленности, рыболовство, охота.

На территории месторождения построены: вахтовый поселок, промышленные здания, коммуникации для сбора и транспортировки нефти и попутного газа, площадки для бурения эксплуатационных скважин.

1.2 Стратиграфия и литология

В геологическом строении Нижневартовского свода принимают участие породы доюрского фундамента, мезокайнозойских терригенных отложений платформенного чехла. В разрезе последних выделяются юрские, меловые, палеогеновые и четвертичные образования.

Верхняя часть фундамента, соответствующая коре выветривания на глубинах 3140 - 3149 м, представлена проницаемыми породами серого и светло-серого цвета с зеленоватым оттенком, скрытозернистой, реже мелкозернистой структуры, с вертикально направленной трещиноватостью, с мелкими включениями полевых шпатов.

Юрская система (1). Отложения юрской системы несогласно залегают на породах коры выветривания. Осадки нижнего и среднего отделов представлены континентальной толщей тюменской свиты, а верхнего отдела преимущественно породами морского происхождения. В толще выделяются Васюганская, Георгиевская и Баженовская свиты.

Тюменская свита представлена неравномерным чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Отложения подразделяются на три части. В нижней части преобладают песчаники. В средней части преобладают глинистые породы. В верхней части - песчаники и алевролиты. Толщина свиты составляет - 400м.

Васюганская свита (келловей-оксфорд) делится на две части. Нижняя представлена аргиллитами серыми, темно-серыми. Верхняя - преимущественно песчаниками светло-серыми и серыми, иногда зеленоватыми за счет глауконита.

К песчаникам верхней части васюганской свиты приурочен продуктивный пласт ЮВ. Общая толщина свиты достигает 80 м.

Георгиевская свита (киммеридж) представлена аргиллитами темно-серыми, почти черными с включением глауконита. Толщины изменяются от 0,4 до 7,0м.

Баженовская свита сложена породами аргиллита, темно-серыми, почти черными, плотными битуминозными. Породы свиты хорошо выдержаны по всему региону и являются отражающим горизонтом БВ₂. Толщина свиты 18-28 м.

Меловая система (К).

Меловая система представлена нижним и верхним отделами, сложенными морскими, прибрежно-морскими и континентальными осадками.

Нижнемеловые отложения на рассматриваемой территории представлены отложениями Мегионской, Вартовской, Алымской, низов Покурской свит.

Мегионская свита (берриас-валанжин) по литологии делится на четыре части. Нижняя часть сложена аргиллитами. На них залегает Ачимовскоя толща, представленная переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов (пласты БВ18-21)- На рассматриваемой территории залежи нефти обнаружены в нижней части Ачимовской толщи на западе Покачевского месторождения. Толщины Ачимовской толщи достигают 140 м.

Ачимовская толща перекрывается аргиллитами с прослоями песчаников.

Разрез мегионской свиты завершается преимущественно песчаной толщей, в которой выделяются пласты БВ₈-БВ_]2, представленные песчаниками светлосерыми, мелко - и среднезернистыми, разделенными прослоями аргиллитов, алевролитов и карбонатных разностей.

На Покачевском месторождении промышленно нефтеносными являются песчаники, приуроченные к пласту БВ₈. Толщины Мегионской свиты в рассматриваемом районе колеблются от 290 до 485 м.

Вартовская свита разделяется на нижнюю и верхнюю подсвиты пимской пачкой глин. Последняя подсвита, является и границей раздела пластов групп АВ и БВ. Сложена Вартовская свита переслаиванием серых песчаников, алевролитов и аргиллитов.

В разрезе верхней подсвиты выделяются продуктивные пласты АВ₂-АВ₈, а в нижней БВ₀ - БВ₃, БВ₆. В пределах Покачевского месторождения все вышеназванные пласты нефтеносны. Пласт БВ₇ нефтенасыщен лишь в отдельных скважинах. Толщины Вартовской свиты достигают 580 м.

Алымская свита подразделяется на две подсвиты. Нижняя подсвита в нижней части сложена песчаниками светло-серыми среднезернистыми, средне сцементированными, глинистыми. В верхней части подсвиты, преобладают аргиллиты темно-серые. К нижней подсвите приурочен продуктивный горизонт АВ₆ который в пределах Нижневартовского свода состоит из трех пластов: АВ₆ АВ₂ и AB₃. Первые два пласта в пределах Покачевского месторождения представлены, в основном, глинистыми породами и лишь в редких скважинах встречаются нефтенасыщенные песчаники небольшой толщины в пласте АВ₂. Промышленно нефтеносным является пласт АВ₃. Залежь этого пласта распространяется и за пределы Покачевского месторождения.

Верхняя подсвита алымской свиты делиться на две пачки. Нижняя подсвита сложена аргиллитами темно-серыми до черных (именуемая "кошайской"). Она четко выделяется на всех материалах ГИС, прослеживается практически повсеместно на Нижневартовском своде, является хорошо выдержанным региональным репером и хорошей покрышкой для продуктивного горизонта АВ. Толщина свиты доходит до 150 м.

Покурская свита объединяет осадки аптского, альбского и сеноманского ярусов. Она представлена чередованием песчаников, алевролитов, аргиллитов и глин. Ее толщина 725-787м.

Вышезалегающая часть разреза меловой системы представлена отложениями ее верхнего отдела - преимущественно глинистыми осадками Кузнецовской, Березовской и Ганьковской свит толщиной 215-308м.

В составе палеогеновой системы в рассматриваемом районе выделяются морские осадки Талицкой, Атлымской, Новомихайловской и Туртасской свит суммарной толщиной 616-707м.

Четвертичная система представлена аллювиальными и озерно-аллювиальными песками, супесями и суглинками толщиной до 80 м.

Геологический разрез Покачевского месторождения сложен мощной толщей осадочных пород мезокайнозойского чехла, залегающих на размытой поверхности пород фундамента. Геологический разрез Покачёвского месторождения показан на рисунке 1.

Нефтенасыщенность месторождения связана с нижнемеловыми отложениями Вартовской свиты. В разрезе Вартовской свиты выделяются около 20-ти проницаемых терригенных коллекторов. Кроме Вартовской свиты промышленная нефтенасыщенность установлена в пласте ЮВ₁ Васюганской свиты и в Пласте АВ_1/3 Мегионской свиты. В Вартовской промышленной нефтеносностью обладают пласты: АВ₂; АВ₃; АВ_3-4; АВ₅; АВ₇; БВ₅; БВ₆; БВ₈. Все залежи являются водонефтяными.

Коллекторы пластов группы АВ представляют собой мелкозернистый Юрских отложений песчаник включениями крупнозернистых алевролитов. В пластах группы БВ коллектора сложены мелко - среднезернистыми песчаниками с включениями алевритов. Коллекторами служат мелкозернистые алевролитистые песчаники.

Залежь пласта АВ_1/3 имеет размеры 8х7 км и высоту около 15 м. Кровля пласта закрыта на глубине 1845 м; ВНК на отметке 1863ч1865 м. Средневзвешанная нефтенасыщенность 2,7ч4,6 м. Запасы залежи составляют: балансовые - 26897 тыс. тонн; извлекаемые 10962 тыс. тонн.

Залежь пласта АВ₂ вскрыта на глубине 1845ч1895 м с размерами 4х2 км. ВНК на отметке 1865ч1868 м; мощность пласта 2ч4 м. Запасы нефти: балансовые - 2305 тыс. тонн; извлекаемые 1106 тыс. тонн.

Залежи пласта АВ₃ имеет размеры 19.5х(7ч10.3) км. ВНК на отметке 1820ч1830 м. Средняя мощность пласта 30 м. Запасы нефти составляют: балансовые - 61430 тыс. тонн; извлекаемые 23551 тыс. тонн.

Залежь пласта АВ_3/4 залегает на глубине 1860ч1910 м и имеет размеры 13х (6ч1.5) км и среднюю мощность 30ч40м. Запасы составляют: балансовые - 23484 тыс. тонн; извлекаемые - 7045 тыс. тонн

Залежь пласта АВ₄ имеет размеры 6х(2ч0.5) км. ВНК на отметке 1835ч1845 м, мощность пласта h= 10ч18 м. Запасы составляют: балансовые - 2533 тыс. тонн; извлекаемые - 775 тыс. тонн.

Залежь пласта АВ₅ имеет размеры 10.5х (5ч1.8) км. ВНК на отметке 18880ч1890м; мощность пласта h = 13ч18м. Запасы нефти: балансовые - 17893 тыс. тонн; извлекаемые - 7157 тыс. тонн.

Залежь АВ₇ имеет размеры 3х2 км, мощность h = 17 м. ВНК - 1921 м и запасы: балансовые - 1882 тыс. тонн; извлекаемые - 565 тыс. тонн.

Залежь пласта БВ₆ хорошо выдержана и продуктивна на всех пяти поднятиях Покачевской зоны. К Покачевскому месторождению относятся западная восточная и центральная залежи.

Размеры залежей:

- западной 4х1,5 км;

- восточной - 8х4 км;

- йентральной - 13х(5ч3) км;

- ВНК 2235ч2250 м;

- мощность пласта 20ч40 м;

- нуммарные запасы нефти составляют:

- балансовые 43348 тыс. тонн;

- извлекаемые 22541 тыс. тонн.

Пласт БВ₈ приурочен к Покачевскому месторождению центральной и восточной залежами, имеющими размеры:

- центральная 16х(3ч4) км;

- восточная 10,5х(3 ч4) км;

- ВНК 2245ч2250 м;

- мощность пласта 40ч50 м.

- запасы нефти составляют:

- балансовые 87527 тыс. тонн;

- извлекаемые 48139 тыс. тонн.

Пласт ЮВ₁ продуктивен на центральном и восточном поднятиях.

Все продуктивные пласты Покачевского месторождения (кроме ЮВ₁) сложены неоганиками с включениями глин и алевролитов терригенного происхождения. Наличие включений придают высокую неоднородность ёмкостно-фильтрационных характеристик коллекторов. [10]

1.3 Тектоника

Покачевское и другие месторождения региона связаны со строением Западно- Сибирской плиты.

В геологическом строении Западно-Сибирской плиты принимают участие три структурно - технологических яруса. Нижний и средний ярусы изучены пока недостаточно. Верхний ярус, в котором открыто большинство скольжений углеводородного сырья, охарактеризован как геофизическими методами, так и данными глубинного бурения разведочных скважин.

Нижний этаж верхнего яруса - фундамент с формировавшийся в палеозойское время эффузивными породами. Его развитие связано с геосинклинальным периодом Западно-Сибирской плиты. К среднему этажу приурочены парагеосинклинальные породы, сформировавшиеся в периотриасовое время.

Верхний этаж образовался в мезокайнозойское время в условиях устойчивого прогибания фундамента в промежуточного комплекса. Для него характерна более слабая дислоцированность и практически отсутствие метаморфизма горных пород, которые слагают собой чехол плиты.

В тектоническом отношении структура региона осложнена прогибами. На территории выделяется четыре поднятия:

Центральное - Покачевское месторождение;

Восточное - Нонг-Ёганское месторождение;

Юго - Восточное - Южнопокачевское месторождение;

Северное - Северопокачевское месторождение.

К каждому поднятию приурочены залежи нефти по большинству горизонтов.

1.4 Характеристика продуктивных пластов

Все продуктивные пласты Покачевского месторождения сложены неоганиками с включениями глин и алевролитов терригенного происхождения. Наличие включений придают высокую неоднородность ёмкостно-фильтрационных характеристик коллекторов.

Промышленная нефтеносность установлена в 18 пластах: AВ_1/3, АВ₂, АВ₃, АВ₄, АВ₅, АВ₆, АВ₇, АВ₈, БВ₀, БВ₁, БВ₂, БВ₃, БВ₆, БВ₇, БВ₈, ЮВ₁.

Основными объектами, содержащими большую часть запасов, являются пласты: AB_1/3, AB₂, АВ₃, АВ₅, БВ₆, БВ₈, ЮВ₁. Ниже приводиться характеристика продуктивных пластов.

Залежи пласта ЮВ₁

Пласт ЮВ₁ хорошо выдержан по площади. Эффективные толщины пласта составляют в среднем 10 м. Отмечается общая закономерность увеличения эффективных толщин пласта ЮB₁ с востока на запад и юго-запад площади месторождения.

В пласте выделено 10 залежей нефти.

Залежь 1 находится в западной части месторождения и вскрыта двумя разведочными и 31 эксплуатационной скважиной. Среднее значение ВНК залежи 1 принято на а.о. - 2669 м. Высота залежи составляет 24 метра, длина - 3,5 км., ширина - 2,7 км. Залежь нефти пластово-сводовая, водоплавающая. Эффективные толщины в пределах залежи изменяются от 5,6 до 15,9 м, наибольшие нефтенасыщенные толщины составляют 8-10,8 м.

Залежь 2 вскрыта двумя разведочными и 13 эксплуатационными скважинами. Среднее значение ВНК принято на а.о. - 2647 м. Высота залежи составляет 12 м, длина - 2,25 км., ширина- 0,75 км. Залежь нефти пластово-сводовая, водоплавающая. Эффективные толщины в пределах залежи изменяются от 6,7 до 15,8 м. Максимальные нефтенасыщенные толщины составляют 4,0-5,8 м.

Залежь 3 вскрыта девятью разведочными скважинами и практически разбурена по эксплуатационной сетке. Залежь протягивается с юго-запада на северо-восток и север.

К северо-востоку ВНК понижается до а.о. - 2650-2655 м.

В северной части залежи контур проведен по водоносным разведочным скважинам 53-Р и 102-Р, при опробовании получена вода. Залежь практически оконтурена.

Таким образом, ВНК залежи 3 изменяется, понижаясь от а.о. -2645 м. в западной и юго-западной частях до - 2650-2655 м. в средней части и до -2655-2 670 м. в северной части.

Эффективные толщины в пределах залежи составляют 5-15 м., наибольшая нефтенасыщенная толщина - 13,2 км.

Высота залежи в связи с различным ВНК изменяется от 17 до 27 м. Длина залежи 20км., ширина в средней ее части - 3,8 км. Залежь пластово-сводовая.

Залежь 4 вскрыта скважиной 50-Р, по результатам опробования которой ВНК составил -2675 м. Размеры залежи составляют 36,2*11,2 км, высота около 15 м.

Залежь пластово-сводовая.

Залежь 5 вскрыта скв. 7359, пробуренной на небольшом куполке, расположенном между скважинами 46-Р,51-Р,64-Р, вскрывшими водонасыщенный пласт на низких а.о. -2665-2669 м. В скв.7359 пласт вскрыт в интервале а.о.-2642,7-2648,9 м. Эффективная и нефтенасыщенная толщина составляет 4,8 м. Пласт нефтенасыщен до подошвы, ВНК принят на а.о.-2652 м.

Залежь пластово-сводовая, литологически ограниченная с юга (скв.806,807). Размеры ее 1,1Ч0,75 км, высота 9 м.

По состоянию на 1.01.01г. по данным бурения и опробования скважины 205-Р, уточнения интерпретации данных ГИС и опробования скв.2491 залежь 5 соединена с залежью 3.

Залежь 6, расположенная в восточной части месторождения, вскрыта 6 эксплуатационными скважинами, нефтенасыщенными до подошвы и вскрывшими неоднородный пласт. ВНК проведен на а.о. - 2645 м. по самой низкой отметке, с которой получена нефть (скв. 1005). Наибольшая эффективная и нефтенасыщенная толщина залежи 6,2 м (скв. 1003). Залежь пластово-сводовая с небольшим участком литологического замещения на юго-востоке. Размеры залежи 3,5Ч1,75 км, высота 20м.

Залежь 7 вскрыта одной разведочной (204Р) и тремя добывающими скважинами, ВНК принят на а.о.-2669 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины достигают 6,8 м. Залежь пластово-сводовая, размеры 3,4Ч1,75 км, высота около 10 метров.

Залежь 8 вскрыта одной эксплуатационной скв. 1628. ВНК по залежи принят на а.о. - 2709 м., эффективная нефтенасыщенная толщина по данной скважине составила 4,4 м Залежь пластово-сводовая, ограниченная в северо-восточной части литологическим экраном. Размеры залежи 1,25Ч1,25 км, ее высота около 10 метров.

Залежь 9 вскрыта одной разведочной скважиной 30-Р, нефтенасыщенной до подошвы пласта и двумя эксплуатационными скважинами. ВНК проходит на отметках - 2656-2662 м. (скв.30-Р,466-Р,487). Эффективные нефтенасыщенные толщины достигают 2,8 м (скв.30-Р). Залежь пластово-сводовая, ограниченная с юга и северо-запада литологическим экраном. Размеры залежи 2,0Ч1,5 км, высота 12 м.

Залежь 10 вскрыта одной разведочной скв.139-Р. ВНК по залежи принят на а.о. -2695 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина по скв. 139-Р равна 6,0 м. Залежь пластово-сводовая, ее размеры 3,25Ч1,5 км, высота 6 метров.

Рисунок 2 - Геологический разрез Покачёвского месторождения

Таблица 1- Характеристика коллекторских свойств

Пласт	Проницаемость [МД]	Пористость [доли единицы]	Начальная нефтенасыщенность [доли единиц]
АВ1/3	13	0,22	0,6
АВ2	127	0,22	0,6
АВ3	155	0,22	0,6
АВ3-4	50	0,22	0,6
АВ5	140	0,21	0,61
АВ7	80	0,21	0,6
БВ6	170	0,2	0,69
БВ8	130	0,2	0,72
ЮВ1	8	0,16	0,63

1.5 Свойства и состав пластовых флюидов

Свойства воды и нефти в пластовых условиях изучают в лабораториях «СибНИИНП» и лабораториях ТПП «Покачевнефтегаз».

Анализ образцов глубинных проб производился с разных точек пласта, и информацию о свойствах воды и нефти в пластовых условиях получают в результате статистической обработки данных лабораторных исследований. Средневзвешенные данные о свойствах нефти в пластовых условиях приведены в таблице 2, свойства воды приведены в таблице 3, свойства газа в таблице 4.

Таблица 2 - Свойства нефти

Свойства/ пласт	АВ1	АВ5	БВ6	БВ8	ЮВ1
1	2	3	4	5	6
Пластовое давление, МПа	17,8	18,5	23	22,9	27
Пластовая температура,tпл	68	73	83	87	97
Давление насыщения Pнас, МПа	7,41	9,46	8,3	10,2	10,06
Газосодержание Г, м3/т	52,36	72,64	50,14	97,26	95,72
Газовый фактор , м3/т	52,72	65,0	37,26	93,88	72,02
Объемный коэффициент, вн	1,148	1,2	1,157	1,279	1,261
Плотность нефти н, г/м3	766	773	785	748	746
Вязкость нефти н, мПа•с	1,56	1,68	1,27	0,88	0,3
Коэффициент объемной упругости, 1/МПа10-4	14,56	14,48	9,63	13,6	12,0
Объемный коэффициент	1,111	-	1,144	1,222	1,216

Таблица 3 - Свойства воды

Свойства/Пласт	АВ1	АВ5	БВ6	БВ8	ЮВ1
Общая минерализация, мг/л	18801	18807	21940	22460	29948
Плотность в, кг/м3	986,8	986,8	982,5	982	981,7
Вязкость в, мПас	0,42	0,42	0,36	0,37	0,31

Таблица 4 - Свойства газа

Параметры/пласт	АВ1	АВ2	АВ3 АВ4	АВ5 АВ8	БВ6	БВ8	ЮВ1
Плотность, кг/м3	0,930	1,023	1,008	1,050	0,950	1,290	1,150
Вязкость растворенного газа в жидкой фазе, мПа•с	0,042	0,053	0,038	0,042	0,045	0,056	0,063
Растворимость газа в нефти, м3/м3	158	167	140	185	162	210	270

1.6 Режим разработки залежей

Месторождение разрабатывается с применением системы ППД. На объектах реализуются следующие системы разработки :

- по пластам АВ₅, БВ₆, БВ₈ - трехрядной блоковой, с плотностью сеток скважин 600х600 м;

- по пластам АВ_1-3, АВ₂, АВ₃, АВ_4,БВ₂ - площадной (избирательной) семиточечная система, 600х600 м;

- по пласту ЮВ₁ - площадная (избирательная) семиточечная система, с плотностью сеток скважин 400х400 м.

Применяются способы нестационарного заводнения.

В настоящее время месторождение находится на стадии медленного падения добычи нефти - на четвертой стадии разработки. Суммарная добыча нефти на 01.01.2009 года достигла 93% от начальных извлекаемых запасов.

Максимальная добыча нефти 2786,5 тыс. т была достигнута в 1983 году, при коэффициенте нефтеизвлечения 16%, темпы отбора при этом составили 10,01% от начальных извлекаемых запасов.

Рост добычи нефти в начальный период разработки осуществлялся за счет увеличения числа нагнетательных и добывающих скважин, высоких отборов жидкости и закачки воды в пласт.

Падение добычи нефти началось в 1984 году, но добытая за этот год добыча нефти была выше проектной на 71,7 тыс. т (что составило 103%).

Фактические показатели добычи нефти по месторождению с 1984 года и по 2001 год выше проектных. Добыча нефти по объекту в 2001 году превысила проектную в 8,5 раз. Это связано с превышением фактического фонда скважин над проектным, а также с большими, чем по проекту, дебитами скважин по нефти. Действующий добывающий фонд скважин от проекта составил 297%. Средний дебит скважин по нефти выше проектного в 3 раза.

Уменьшение добычи нефти с начала разработки в 2000 году (на 740,72 тыс. т) связано с тем, что в 2000 г. произошло изменение лицензионных границ. 10 скважин объекта Покачевского месторождения, были переведены на Южно - Покачевское месторождение (1643/55, 1684/59, 1675/59, 981/59, 1642/59, 1671/59, 1673/59, 1680/59, 1980/355).

Добыча нефти с начала разработки по проекту - 22869,9 тыс. т.

Накопленный отбор нефти по состоянию на 01.01.2009 года - 36887,6 тыс. т, что составляет 117% от проектного.

С целью поддержания пластового давления на объекте БВ₆ Покачевского месторождения с 1980 года по 2006 год закачено 312285,6 тыс. м³ воды. Средняя приемистость нагнетательных скважин достигла максимального значения в 1982 году - 1045 м³/сут, а к 1997 году снизилась до 290 м³/сут. Накопленная компенсация отборов жидкости закачкой воды на 01.01.2006 г. составила 113,3%, текущая 87,8%. По состоянию на 01.01.2009 года средняя приемистость нагнетательных скважин составляет 370 м³/сут.

Пластовое давление в зонах отбора, в среднем, снижено от первоначального на 13 атм. (от 235 атм. до 221,8 атм.).

Максимального значения (96%) обводненность достигла на 26-м году разработки (2006 г).

Рост добычи нефти и уменьшение обводненности осуществлялись, в основном, за счет регулирования числа обводнившихся и роста фонда добывающих скважин по новым участкам, уменьшением объемов закачиваемой воды. Таким образом, по пласту осуществлялась планомерная эффективная выработка запасов нефти с постоянным ростом темпов добычи, причем решающее значение имел охват значительной части запасов большим числом добывающих скважин.

За последние 5 лет разработки значительно сократилось число добывающих скважин и увеличились среднесуточные отборы по жидкости (от 90,1 т/сут до 105,7 т/сут), что привело к незначительному увеличению обводненности (на 4,28%) и падению темпов отбора нефти до 0,99% от НИЗ.

2. ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Насосные способы добычи

Прекращение или отсутствие фонтанирования скважин вынуждало искать другие способы подъема нефти на поверхность. Вначале это были тартальные способы, при которых жидкость поднималась чисто механическими устройствами: колодезная добыча, тартание желонкой, поршневание. В 1897 г. Впервые был применен эрлифт. Однако он не смог конкурировать со штанговыми насосами, которыми по настоящее время оборудовано около 50% всего фонда скважин.

Среди насосных способов добычи используются установки УЭЦН, которые используются для добычи нефти на высокодебитных скважинах и установки УШГН, которые используются для добычи нефти из низкодебитных скважин.

Установки погружных электроцентробежных насосов (УЭЦН) широко начали применять для эксплуатации скважин с 1955 г.

УЭЦН состоит из погружного агрегата, оборудования устья, электрооборудования и НКТ.

Погружной агрегат включает в себя электроцентробежный насос, гидрозащиту и электродвигатель. Он спускается в скважину на колонне НКТ, которая подвешивается с помощью устьевого оборудования, устанавливаемого на колонной головке эксплуатационной колонны. Электроэнергия от промысловой сети через трансформатор и станцию управления по кабелю, прикрепленному к наружной поверхности НКТ крепежными поясами (хомутами), подается на электродвигатель с ротором которого связан вал центробежного электронасоса (ЭЦН). ЭЦН подает жидкость по НКТ на поверхность. Выше насоса установлен обратный шаровой клапан, облегчающий пуск установки после ее простоя, а над обратным клапаном - спускной клапан для слива жидкости из НКТ при их подъеме. Гидрозащита включает в себя компенсатор и протектор.[]

Погружной насос, электродвигатель и гидрозащита соединяются между собой фланцами и шпильками. Валы насоса, двигателя и гидрозащиты имеют на концах шлицы и соединяются между собой шлицевыми муфтами.

Насос погружают под уровень жидкости в зависимости от количества свободного газа на глубину до 250 - 300 м, а иногда и до 600 м.

Отличительная особенность штанговой скважинной насосной установки (УШГН) состоит в том, что в скважине устанавливают плунжерный (поршневой) насос, который приводится в действие поверхностным приводом посредством колонны штанг.

Откачка жидкости осуществляется плунжерным (поршневым) насосом. Плунжер совершает возвратно-поступательное движение в цилиндре насоса.

При ходе плунжера вверх нагнетательный клапан под действием жидкости закрывается и вся жидкость, находящаяся над плунжером, поднимается вверх на высоту, равную длине хода плунжера. В это время скважинная жидкость через всасывающий клапан заполняет цилиндр насоса.

При ходе плунжера вниз всасывающий клапан закрывается, жидкость под плунжером сжимается, и открывается нагнетательный клапан. В цилиндр погружаются штанги, связанные с плунжером. Таким образом, ШГН - поршневой насос одинарного действия, а целиком комплекс из насоса и штанг - двойного действия.

Жидкость из НКТ вытесняется через тройник в нефтесборный трубопровод.

2.2 Основные узлы штанговой насосной установки

Прекращение или отсутствие фонтанирования обусловило использование других способов подъема нефти на поверхность, например, посредством штанговых скважинных насосов. Этими насосами в настоящее время оборудовано большинство скважин. Дебит скважин - от десятков кг в сутки до нескольких тонн. Насосы опускают на глубину от нескольких десятков метров до 3000 м (иногда до 3200_3400 м).

УШГН включает: наземное оборудование - станок-качалка (СК), оборудование устья, блок управления; подземное оборудование - насосно-компрессорные трубы (НКТ), штанги насосные (ШН), штанговый скважинный насос (ШСН) и различные защитные устройства, улучшающие работу установки в осложненных скважинах.

Рисунок 3 - Установка скважинной насосной установки

1 - фильтр песочный, 2 - насос скважинный, 3 - НКТ, 4 - штанга, 5 - тройник, 6 - уплотнение сальниковое, 7 - сальниковый шток, 8 - подвеска трубная, 9 - СК, 10 - фундамент.

Штанговая глубинная насосная установка (рис. 2) состоит из скважинного насоса 2 вставного или невставного типов, насосных штанг 4, насосно-компрессорных труб 3, подвешенных на планшайбе или в трубной подвеске 8 устьевой арматуры, сальникового уплотнения 6, сальникового штока 7, станка качалки 9, фундамента 10 и тройника 5. На приеме скважинного насоса устанавливается защитное приспособление в виде газового или песочного фильтра 1.

2.1.1 Станки-качалки

Станок-качалка (рисунок 4), является индивидуальным приводом скважинного насоса.

Рисунок 4 - Станок качалка типа СКД

1 - подвеска устьевого штока; 2 - балансир с опорой; 3 - стойка; 4 - шатун; 5 - кривошип; 6 - редуктор; 7 - ведомый шкив; 8 - ремень; 9 - электродвигатель; 10 - ведущий шкив; 11 - ограждение; 12 - поворотная плита; 13 - рама; 14 - противовес; 15 - траверса; 16 - тормоз; 17 - канатная подвеска

Основные узлы станка-качалки - рама, стойка в виде усеченной четырехгранной пирамиды, балансир с поворотной головкой, траверса с шатунами, шарнирно-подвешенная к балансиру, редуктор с кривошипами и противовесами. СК комплектуется набором сменных шкивов для изменения числа качаний, т. е. регулирование дискретное. Для быстрой смены и натяжения ремней электродвигатель устанавливается на поворотной салазке.

Монтируется станок-качалка на раме, устанавливаемой на железобетонное основание (фундамент). Фиксация балансира в необходимом (крайнем верхнем) положении головки осуществляется с помощью тормозного барабана (шкива).

Головка балансира откидная или поворотная для беспрепятственного прохода спускоподъемного и глубинного оборудования при подземном ремонте скважины. Поскольку головка балансира совершает движение по дуге, то для сочленения ее с устьевым штоком и штангами имеется гибкая канатная подвеска 17. Она позволяет регулировать посадку плунжера в цилиндр насоса для предупреждения ударов плунжера о всасывающий клапан или выхода плунжера из цилиндра, а также устанавливать динамограф для исследования работы оборудования.

Амплитуду движения головки балансира (длина хода устьевого штока-7) регулируют путем изменения места сочленения кривошипа шатуном относительно оси вращения (перестановка пальца кривошипа в другое отверстие). За один двойной ход балансира нагрузка на СК неравномерная. Для уравновешивания работы станка-качалки помещают грузы (противовесы) на балансир, кривошип или на балансир и кривошип. Тогда уравновешивание называют соответственно балансирным, кривошипным (роторным) или комбинированным.

Блок управления обеспечивает управление электродвигателем СК в аварийных ситуациях (обрыв штанг, поломки редуктора, насоса, порыв трубопровода и т. д.), а также самозапуск СК после перерыва в подаче электроэнергии.

Таблица 6 - Классификация СКД

Станок_качалка	Число ходов балансира в мин.	Масса, кг	Редуктор
СКД4-2,1-1400	515	6230	Ц2НШ-355
СКД6-2,5-2800	514	7620	Ц2НШ-450
СКД8-3,0-4000	514	11600	НШ-700Б
СКД10-3,5-5600	512	12170	Ц2НШ-560
СКД12-3,0-5600	512	12065	Ц2НШ-560

В шифре, например, СКД8-3,0-4000, указано Д - дезаксиальный; 8 _ наибольшая допускаемая нагрузка Р_max на головку балансира в точке подвеса штанг, умноженная на 10 кН; 3,0 - наибольшая длина хода устьевого штока, м; 4000 - наибольший допускаемый крутящий момент М_{кр, max} на ведомом валу редуктора, умноженный на 10^-2 кН*м.

АО «Мотовилихинские заводы» выпускает привод штангового насоса гидрофицированный ЛП-114.00.000, разработанный совместно со специалистами ПО «Сургутнефтегаз».

Моноблочная конструкция небольшой массы делает возможным его быструю доставку (даже вертолетом) и установку без фундамента (непосредственно на верхнем фланце трубной головки) в самых труднодоступных регионах, позволяет осуществить быстрый демонтаж и проведение ремонта скважинного оборудования.

Фактически бесступенчатое регулирование длины хода и числа двойных ходов в широком интервале позволяет выбрать наиболее удобный режим работы и существенно увеличивает срок службы подземного оборудования.

Техническая характеристика.

Нагрузка на шток. кН (тс) 60 (6)

Длина хода, м 1,22,5

Число двойных ходов в минуту 17

Мощность, кВт 18,5

Масса привода, кг 1800

Станки-качалки для временной добычи могут быть передвижными на пневматическом (или гусеничном) ходу. Пример - передвижной станок-качалка «РОУДРАНЕР» фирмы «ЛАФКИН».

2.1.2 Устьевое оборудование при штанговой насосной эксплантации

Устьевое оборудование предназначено для герметизации затрубного пространства, внутренней полости НКТ, отвода продукции скважины, подвешивания колонны НКТ, а также для проведения технологических операций, ремонтных и исследовательских работ в скважинах.

В оборудовании устья колонна насосно-компрессорных труб в зависимости от ее конструкции подвешивается в патрубке планшайбы или на корпусной трубной подвеске.

Для уплотнения устьевого штока применяется устьевой сальник типа СУС1 или СУС2 (рисунок 5).

Арматура устьевая типа АУШ-65/50х14 состоит из устьевого патрубка с отборником проб, угловых вентилей, клапана перепускного, устьевого сальника и трубной подвески (рисунок 6).

Трубная подвеска, имеющая два уплотни тельных кольца, является основным несущим звеном насосно-компрессорных труб с глубинным насосом на нижнем конце и сальниковым устройством наверху. Корпус трубной головки имеет отверстие для выполнения исследовательских работ.

Арматура устьевая типа АУШ-65/50х14 состоит из устьевого патрубка с отборником проб, угловых вентилей, клапана перепускного, устьевого сальника и трубной подвески (рисунок 6).



Рисунок 5 - Устьевой сальник типа СУС1

1 - ниппель; 2 - накидная гайка; 3 - втулка; 4 - шаровая крышка; 5 - крышка головки; 6 - верхняя втулка; 7 - нажимное кольцо; 8,10 - манжеты; 9 - шаровая головка; 11 - опорное кольцо; 12 - нижняя втулка; 13 - кольцо; 14 - гайка; 15 - тройник; 16 - болт откидной; 17 - палец

Трубная подвеска, имеющая два уплотни тельных кольца, является основным несущим звеном насосно-компрессорных труб с глубинным насосом на нижнем конце и сальниковым устройством наверху. Корпус трубной головки имеет отверстие для выполнения исследовательских работ. Проекция скважины поступает через боковое отверстие трубной подвески, а сброс давления из затрубного пространства производится через встроенный в корпус трубной подвески перепускной клапан.



Рисунок 6 - Устьевая арматура типа АУШ

1- отверстие для проведения исследовательских работ; 2 - сальниковое устройство; 3 - трубная подвеска; 4 - устьевой патрубок; 5, 8 и 9 - угловые вентили; 6 - отборник проб; 7 - быстросборная муфта; 10 - перепускной патрубок; 11 - уплотнительное кольцо

Техническая характеристика АУШ 65/50 Х 14

Рабочее давление, МПа:

в устьевом сальнике СУС при работающем станке-качалке 4 при остановленном станке-качалке 14

Условный проход, мм:

ствола 65

обвязки 50

Подвеска насосно-компрессорных труб конусная

Диаметр подвески труб, мм 73

Присоединительная резьба Резьба НКТ

(ГОСТ 632--80)

Диаметр устьевого патрубка, мм 146

Габариты, мм 3452х770х1220

Масса, кг 160

2.1.3 Штанги насосные (ШН)

Штанги насосные предназначены для передачи возвратно-поступательного движения плунжеру насоса (рис. 7). Изготавливаются основном из легированных сталей круглого сечения диаметром 16, 19, 22, 25 мм, длиной 8000 мм и укороченные - 1000-1200, 1500, 2000 и 3000 мм как для нормальных, так и для коррозионных условий эксплуатации.

Рисунок 7 - Насосная штанга

Шифр штанг - ШН-22 обозначает: штанга насосная диаметром 22 мм. Марка сталей - сталь 40, 20Н2М, 30ХМА, 15НЗМА и 15Х2НМФ с пределом текучести от 320 до 630 МПа.

Насосные штанги применяются в виде колонн, составленных из от-дельных штанг, соединенных посредством муфт.

Муфты штанговые выпускаются: соединительные типа МШ (рис. 17) - для соединения штанг одинакового размера и переводные типа МШП - для соединения штанг разного диаметра.

Для соединения штанг применяются муфты - МШ16, МШ19, МШ22, МШ25; цифра означает диаметр соединяемой штанги по телу (мм).

АО «Очерский машиностроительный завод» изготавливает штанги насосные из одноосновоориентированного стеклопластика с пределом прочности не менее 80 кгс/мм². Концы (ниппели) штанг изготавливаются из сталей. Диаметры штанг 19, 22, 25 мм, длина 800011000 мм.

2.1.4 Штанговые скважинные насосы ШСН

ШСН предназначены для откачивания из нефтяных скважин жидкости обводненностью до 99%, температурой не более 130С, содержанием сероводорода не более 50 мг/л, минерализацией воды не более 10 г/л.

Скважинные насосы имеют вертикальную конструкцию одинарного действия с неподвижным цилиндром, подвижным металлическим плунжером и шариковыми клапанами. Насосы спускают в скважину на штангах и насосно-компрессорных трубах. Различают следующие типы скважинных насосов (рисунок 8):

Рисунок 8 - Типы скважинных штанговых насосов

НВ1 - вставные с заулком наверху;

НВ2 - вставные с замком внизу;

НН - невставные без ловителя;

НН1 - невставные с захватным штоком;

НН2 - невставные с ловителем.

Выпускают насосы следующих конструктивных исполнений:

а) по цилиндру:

Б - с толстостенным цельным (безвтулочным) цилиндром;

С - с составным (втулочным) цилиндром.

б) специальные:

Т - с полным (трубчатым) штоком для подъема жидкости по каналу колонны трубчатых штанг;

А - со сцепляющим устройством (только для насосов типа НН), обеспечивающим сцепление колонны насосных штанг с плунжером насоса;

Д1 м одноступенчатые, двухплунжерные для создания гидравлического тяжелого низа;

Д2 - двухступенчатые, двухплунжерные, обеспечивающие двухступенчатое сжатие откачиваемой жидкости;

У - с разгруженным цилиндром (только для насосов типа НН2), обеспечивающим снятие с цилиндра технической нагрузки при работе.

Насосы всех исполнений, кроме Д1 и Д2, одноступенчатые, одноплунжерные:

в) по стойкости к среде:

без обозначения - стойкие к среде с содержанием механических примесей до 1,3 г/л - нормальные;

И - стойкие к среде с содержанием механических примесей более 1,3 г/л - абразивостойкие.

Скважинные штанговые насосы являются гидравлической машиной объемного типа, где уплотнение между плунжером и цилиндром достигается за счет высокой точности их рабочих поверхностей и регламентируемых зазоров. При этом в зависимости от размера зазора (на диаметр) в паре «цилиндр-плунжер» выпускают насосы четырех групп.[1]

В условном обозначении насоса, например, НН2БА-44-18-15-2, первые две буквы и цифра указывают тип насоса, следующие буквы - исполнение цилиндра и насоса, первые две цифры - диаметр насоса (мм), последующие длину хода плунжера (мм) и напор (м), уменьшенные в 100 раз и последняя цифра - группу посадки.

Цилиндры насосов изготовляют двух исполнений: ЦБ и ЦС.

ЦБ - цельный безвтулочный толстостенный;

ЦС - составной из набора втулок, стянутых внутри кожуха переводниками.

Исходя из назначения и области применения скважинных насосов, выпускают плунжеры и пары «седло-шарик» клапанов различных поверхностей.

Плунжеры насосов изготавливают четырех исполнений:

ПХ1 - с кольцевыми канавками, цилиндрической расточкой на верхнем конце и с хромовым покрытием наружной поверхности;

ПХ2 - то же, без цилиндрической расточки на верхнем конце;

П111 - с кольцевыми канавками, цилиндрической расточкой на верхнем конце и упрочнением наружной поверхности напылением износостойкого порошка;

П211 - то же, без цилиндрической расточки на верхнем конце.

Пары «седло-шарик» клапанов насосов изготавливают в трех исполнениях:

К - с цилиндрическим седлом и шариком из нержавеющей стали;

КБ - то же, с седлом и буртиком;

КИ - с цилиндрическим седлом из твердого сплава и шариком из

нержавеющей стали.

Скважинные насосы нормального исполнения по стойкости к среде, применяемые преимущественно для подъема жидкости с незначительным содержанием (до 1,3 г/л) механических примесей, комплектуют плунжерами исполнения ПХ1 или ПХ2 с парами «седло-шарик» исполнения К или КБ. Скважинные насосы абразивостойкого исполнения И, применяемые преимущественно для подъема жидкости, содержащей более 1,3 г/л механических примесей, комплектуют плунжерами исполнения П1И или П2И и парами «седло-шарик» исполнения КИ.

Конструктивно все скважинные насосы состоят из цилиндра, плунжера, клапанов, замка (для вставных насосов), присоединительных и установочных деталей, максимально унифицированных.

Скважинные насосы типа НВ1 выпускают шести исполнений:

НВ1С - вставной с замком наверху, составным втулочным цилиндром исполнения ЦС, нормального исполнения по стойкости к среде; НВ1Б - вставной с замком наверху, цельным (безвтулочным) цилиндром исполнения ЦБ, нормального исполнения по стойкости к среде; НВ1Б...И - то же абразивостойкого исполнения по стойкости к среде; НВ1БТ...И - то же, с полым штоком, абразивостойкого исполнения по стойкости к среде; НВ1БД1 - вставной с замком наверху, цельным цилиндром исполнения ЦБ, одноступенчатый, двухплунжерный, нормального исполнения по стойкости к среде; НВ1БД2 - вставной с замком наверху, цельным цилиндром исполнения ЦБ, двухступенчатый, двухплунжерный, нормального исполнения по стойкости к среде.

Скважинные насосы всех исполнений, кроме исполнения НВ1БД1 и НВ1БД2, одноплунжерные, одноступенчатые.

Скважинные насосы типа НВ2 изготовляют одного исполнения: НВ2Б - вставной с замком внизу, цельным цилиндром исполнения ЦБ, одноплунжерный, одноступенчатый, нормального исполнения по стойкости к среде.

Скважинные насосы типа НН выпускают двух исполнений:

ННБА - невставной без ловителя, с цельным цилиндром исполнения ЦБ, сцепляющим устройством, одноступенчатый, одноплунжерный, нормального исполнения по стойкости к среде;

ННБД1 - невставной без ловителя, с цельным цилиндром исполнения ЦБ, одноступенчатый, двухплунжерный, нормального исполнения по стойкости к среде.

Скважинные насосы типа НН1 изготовляют одного исполнения:

НП1С - невставной с захватным штоком, составным цилиндром исполнения ЦС, нормального исполнения по стойкости к среде.

Скважинные насосы типа НН2 выпускают пяти исполнений:

НН2С - невставной с ловителем, составным цилиндром исполнения ЦС, нормального исполнения по стойкости к среде;

НН2Б - невставной с ловителем, цельным цилиндром исполнения ЦБ, нормального исполнения по стойкости к среде;

НН2Б...И - то же, абразивостойкого исполнения по стойкости к среде;

НН2БТ...И - то же, с полым штоком, абразивостойкого исполнения по стойкости к среде;

НН2БУ - невставной с ловителем, разгруженным цельным цилиндром исполнения ЦБ, нормального исполнения по стойкости к среде.

Все насосы типа НН2 - одноплунжерные, одноступенчатые.

Замковая опора типа ОМ предназначена для закрепления цилиндра скважинных насосов исполнений НВ1 и НВ2 в колонне насосно-компрессорных труб. Высокая точность изготовления поверхностей деталей опоры обеспечивает надежную герметичную фиксацию цилиндра насоса в насосно-компрессорных трубах на заданной глубине скважины и одновременно предотвращает искривление насоса в скважине.[1]

Замковая опора ОМ состоит из опорного кольца 2, пружинного якоря 3, опорной муфты 4, кожуха 5 и переводников 1 и 6.

Переводник имеет на верхнем конце гладкую коническую резьбу, при помощи которой опора соединяется с колонной насосно-компрессорных труб. Кольцо изготавливают из нержавеющей стали. Конической внутренней (15^о) фаской оно сопрягается с ответной конической поверхностью конуса замка насоса и обеспечивает герметичную посадку насоса.

Якорь предотвращает срыв насоса с опоры от усилий трения движущегося вверх плунжера в период запуска в работу подземного оборудования. Максимальное усилие срыва замка 33,5 кН.

2.3 Факторы, влияющие на подачу насоса

К факторам влияющим на коэффициент подачи насоса относятся:

1. Деформация колонны штанг и колонны насосно-компрессорных труб так как насосы опускаются на большую глубину до 3500 м, то нагрузка на головку балансира (особенно при ходе плунжера вверх) очень велика и в соответствии с законом Гука происходит удлинение колонны штанг на некоторую величину до 30 см. При ходе плунжера вниз действует давление на основание (седло клапана и клапан) и происходит незначительное удлинение колонны насосно-компрессорных труб. В следствии этого длина хода полированного штока больше длины хода плунжера на величину деформации штанг и труб.

2. Усадка жидкости. В скважинных условиях (на уровне приема насоса температура жидкости выше, чем в поверхностных условиях кроме того в жидкости растворен попутный газ, который десорбируется (выделяется) на устье скважины. В связи с этим объем жидкости в скважинных условиях меньше, чем в поверхностных. И коэффициент подачи снижается за счет этого фактора.

3. Неполное заполнение связана с двумя факторами. Влияние вредного пространства между плунжером и всасывающем клапаном и при движении плунжера вверх происходит снижение давления и выделение свободного газа.

4. Утеки в клапанах и плунжерной паре. В процессе работы штанговых насосов происходит абразивный износ движущихся частей насоса: плунжерные пары всасывающий и нагнетательный клапан. Вследствие износа происходит утечки жидкости и снижение коэффициента подачи насоса.

2.4 Исследование скважин оборудованных УШГН

Контроль за работой скважин, оборудованной УШГН, осуществляют путем ее исследования и динамометрирования.

Исследование скважин. Насосные скважины, оборудованные УШГН, исследуют в основном при установившихся режимах с целью получения индикаторной линии Q и установления зависимости дебита от режимных параметров работы установки. По данным исследования аналогично, как и при других способах эксплуатации, определяют параметры пласта: пластовое давление, проницаемость, продуктивность, пористость и устанавливают режим работы скважины.

Дебит скважины равен подаче установки. Из этого можно сделать вывод, что дебит можно менять либо изменением длины хода штока (изменение места сочленения шатуна с кривошипом перестановкой пальца шатуна на кривошипе), либо изменением числа качаний (смена диаметра шкива на валу электродвигателя).

По сравнению с другими способами эксплуатации скважин особенность исследования в данном случае связана с определением забойного давления. Для прямого измерения забойного давления в затрубном пространстве (поскольку в НКТ находятся штанги) на стальной проволоке через патрубок устьевого оборудования при эксцентричной подвеске НКТ спускают малогабаритный скважинный манометр диаметром 22-25 мм. В глубоких и искривленных скважинах возможны прихваты и обрывы проволоки.

Прямые измерения забойного давления обеспечивают получения надежных результатов исследования, поэтому представляет интерес применения датчиков давления, постоянно находящихся в скважине.

Определение глубины от устья скважины до динамического уровня жидкости, устанавливающегося при каждом режиме откачки, осуществляют с помощью эхолота. Сущность эхометрии заключается в следующем. В затрубное пространство с помощью датчика импульса звуковой волны (пороховой хлопушки) посылается звуковой импульс. Звуковая волна, пройдя по стволу скважины, отражается от уровня жидкости, возвращается к устью скважины и улавливает кварцевым чувствительным микрофоном. Микрофон соединен через усилитель с регистрирующем устройством, которое записывает все сигналы (исходные и отраженные) на миконе в виде диаграммы. Измеряя длину записи на эхограмме, определяют время прохождения звукового сигнала от устья до уровня и обратно. Тогда вычисляют расстояние от устья до динамического уровня. Скорость зависит от давления, температуры и плотности газа. Для ее определения на колонне НКТ вблизи уровня на заданной глубине предварительно при очередном ремонте устанавливают репер-отражатель. В качестве репера служит утолщенная муфта или отрезок трубы, который на 50-65 % перекрывает затрубное пространство. На эхограмме получают сигнал, отраженный от репера. Тогда определяют аналогично время прохождения волны до репера и обратно, скорость звука.