Геологічна характеристика Долинського родовища (стр. 5 из 8)

При русі плунжера униз всмоктувальний клапан закривається, а нагнітальний клапан відкривається і рідина з циліндра переходить у простір над плунжером. Таким чином, при ході плунжера нагору одночасно відбуваються усмоктування рідини в циліндр насоса і підйом її в насосних трубах, а при вході вниз − витиснення рідини з циліндра в порожнину труб. Ці ознаки характеризують штанговий (глибинний) насос як насос одинарної дії. При кожному наступному ході плунжера в циліндр надходить майже та сама кількість рідини, що потім переходить у труби і поступово піднімається до устя свердловини.

При безперервній роботі насоса рівень рідини в НКТ зростає.

Штангові (глибинні) насоси по конструкції і способу встановлення розділяються на дві основні групи: невстановлені і встановлені. У кожній з цих груп насоси встановлюють різних типів, що відрізняються конструктивними особливостями, габаритами, пристроєм плунжера.

Невстановлені насоси характерні тим, що їхні основні вузли (циліндр і плунжер) спускаються в свердловину окремо: циліндр − на насосних трубах, а плунжер у зборі з всмоктувальними і нагнітальними клапанами − на штангах.

Підйом невставного насоса зі свердловин також здійснюється в два прийоми: спочатку витягають штанги з плунжером і клапаном, а потім труби з циліндром.

Вставний же насос спускають у свердловину в зібраному виді (циліндр разом із плунжером) на насосних штангах і витягають його на поверхню також у зібраному вигляді шляхом підйому цих штанг. Насос встановлюють і закріплюють за допомогою спеціального замкового пристосування, що спускають заздалегідь у свердловину на трубах. У результаті цього для зміни вставного насоса (при необхідності заміни окремих вузлів чи насоса в цілому) досить підняти на поверхню тільки насосні штанги, насосні ж труби залишаються постійно в свердловині; їх витягають лише при необхідності виправлення замкового пристосування, що на практиці буває рідко. Таким чином, зміна вставного насоса вимагає значно менше часу, ніж невставного, крім того, при використанні такого насоса менше зношуються насосні труби, тому що немає необхідності їх спускати і піднімати, а також відгвинчувати і загвинчувати при кожній зміні насоса.

Ці переваги вставного насоса мають особливе призначення при експлуатації глибоких свердловин, у яких спуско-підйомні операції при підземному ремонті займають багато часу.

В даний час балансирні верстати-качалки випускаються по ГОСТ 5866-76. Залежно від параметрів приводів що врівноважують вантаж установлюється або на балансирі, або на кривошипі редуктора, або і тут і там. Відповідно спосіб зрівноваження називають балансирним, роторним або комбінованим.

До складу верстата-качалки входять наступні основні вузли: рама із стійкою, балансир з опорою та противагами, два шатуни, два кривошипи з противагами, редуктор, клинопасова передача, гальмо, злектродвигун, канатна підвіска сальникового штока.

Одним з недоліків балансирних верстатів-качалок є їх велика маса. Це зумовлює необхідність спорудження масивного фундаменту, спорудження якого є достатньо складним і трудомістким.

2.1 Аналіз добувних здібностей свердловин

2.1.1 Визначення максимального допустимого тиску в свердловині

при n ≤50%

при n ≥50%

Р_max.доп - максимально допустимий тиск

Р_нас - тиск насичення

Свердловина №101 n=71,4%

=0,3∙20=6 МПа

Свердловина №103 n=11,4%

=0,75∙20=15 МПа

Свердловина №104 n=99,1%

=0,3∙20=6 МПа

Свердловина №105 n=8,3%

=0,75∙20=15 МПа

2.1.2 Визначення максимального допустимого дебіту свердловин

куб.м/добу

Q_max.доп - максимально допустимий дебіт свердловини,

;

К - коефіцієнт продуктивності, т/добу/МПа;

Р_пп - пластовий тиск, МПа;

Р_max.доп - максимально допустимий тиск, МПа;

Свердловина №101 Q_max.доп =0,1(24,8-6)=1,88

Свердловина №103 Q_max.доп =0,2(35,4-15)=4,08

Свердловина №104 Q_max.доп =0,4(44,3-6)=15,32

Свердловина №105 Q_max.доп =1(26,8-15)=11,8

2.1.3 Визначення різниці між максимальним дебітом і фактичним дебітом свердловини

- різниця між максимальним дебітом і фактичним дебітом свердловини, /добу;

- максимально допустимий дебіт свердловини, ;

- фактичний дебіт свердловини, ;

Свердловина № 101

=1,88-7,9= -6,02

Свердловина № 103

=4,08-11,1= -7,02

Свердловина № 104

=15,32-33,9= -18,58

Свердловина № 105

=11,8-17,7= -5,9

Таблиця 1

№	№	К
п/п	свердловина	т/добу/МПа	МПа	/добу	/добу
1	101	0,1	6	1,88	-6,02
2	103	0,2	15	4,08	-7,02
3	104	0,4	6	15,32	-18,58
4	105	1	15	11,8	-5,9

Висновок: виходячи з розрахунків,які наведені вище, видно,що в свердловинах № 101, № 103, № 104 і № 105 різниця між максимальним і фактичним від’ємна, тому потрібно провести заміну обладнання.

2.2 Аналіз технологічних режимів

2.2.1 Визначення відносної густини газу за повітрям

- густина газу, г/см³ ;

- густина повітря, г/см³;

2.2.2 Визначення газовмісту

- відносна густина газу за повітрям;

- газовий фактор, м³/т;

- густина нафти, г/см³;

Свердловина № 101

=90∙0,704∙0,89∙0,001 =0,056

Свердловина № 103

=90∙0,704∙0,89∙0,001 =0,056

Свердловина № 104

=90∙0,704∙0,89∙0,001 =0,056

Свердловина № 105

=90∙0,704∙0,89∙0,001 =0,056

2.2.3 Визначення густини пластової рідини

- густина нафти, г/см³;

- коефіцієнт обводненості;

- густина газу, г/см³;

- газовий фактор, м³/т;