Причины отсутствия подачи УЭЦН и последовательность работ по выявлению этих причин

Причин отсутствия подачи может быть две:

1) из-за неполадок в наземном оборудовании (СУ, трансформатор);

2) из-за неполадок в подземной части установки:

- клин насоса;

- значительный износ рабочих органов;

- срыв шпоночного паза;

- R=о системы кабель- ПЭД;

- негерметичность НКТ;

- негерметичность сбивного клапана.

Неполадки в наземной части устраняет электромонтер НЦБПО ЭПУ по заявке мастера ДНГ.

Неполадки в подземной части определяются по схеме:

1) проверяется мегаомметром сопротивление изоляции, наличие «звезды» системы

«кабель- ПЭД», отсоединив кабель в клеммной коробке, и функционирование блоков

защиты СУ;

2) при наличии изоляции и «звезды» определяется правильность вращения ПЭД;

3)при положительных результатах выполнения пунктов1,2 проверяется

герметичность лифта наземной техникой (Р_мах= 4 МПа);

3) проверяется циркуляция через «затрубье- насос- лифт».

Все операции оформляются актом.

Точную причину отказа определяют при расследовании после подъема ЭЦН.

Промысловые исследования скважин

Информацию, необходимую для подсчетов запасов, управления системой разработки получают путем измерения на поверхности дебитов скважин по нефти, воде, газу, контроля расходов количества рабочего агента, закачиваемого в пласт, а также путем исследования скважин, изучения свойств горных пород.

Изучение продуктивных пластов, на всех стадиях разработки, осуществляют лабораторными, промыслово – геофизическими, гидродинамическими методами.

К лабораторным относятся методы основанные на изучении керна, проб пластового флюида, которые получают в процессе бурения и эксплуатации скважины.

Эти методы имеют большое практическое значение, особенно при подсчете запасов нефти.

К промыслово – геофизическим относятся методы основанные на изучении электрических, радиоактивных, акустических свойствах горных пород. Проводятся при помощи приборов, спускаемых на кабеле, НКТ или бурильном инструменте.

По результатам геофизических исследований можно определить толщину продуктивного пласта, насыщенность флюидом (вода, нефть, газ), пористость и проницаемость. Данные методы исследования относятся к косвенным методам исследования пласта. С помощью лабораторных и промыслово – геофизических методов можно исследовать зону пласта, находящуюся вблизи ствола скважины. С удалением от ствола скважины параметры пласта могут меняться и как правило меняются. Степень достоверности геофизических и лабораторных исследований зависит от количества скважин, на которых проводились геофизические исследования или брались образцы керна.

Геофизические исследования проводят для определения профилей притока или приемистости пласта, источника обводнения, нефтенасыщенности пластов и положения контуров нефтеносности, технического состояния эксплуатационной колонны.

Гидродинамические исследования скважин проводят с целью установления зависимости между дебитом жидкости и депрессией на пласт и последующего определения параметров пласта (метод исследования на установившихся режимах и неустановившихся режимах эксплуатации, гидропрослушивание).

Эксплуатация скважин может производиться при устанановившихся режимах или отборах, когда в период измерения дебита и давления они не меняются, и при неустановившихся отборах, когда дебит и давления изменяются.

Исследование нефтяных скважин на установившихся режимах .

Об установившемся режиме фильтрации жидкости в пласте судят по постоянству дебита и давления, измеряемых на небольших интервалах времени - два-три измерений за 4…6 ч. Установлено, что чем выше проницаемость пласта, тем быстрее наступает установившийся режим фильтрации после изменений условий эксплуатации скважин.

Исследование выполняют последовательным измерением дебита скважин с измерением забойных давлений, соответствующих данному дебиту (смена штуцеров различного диаметра d 3, 5, 8, 10, 12 мм и т.д.). По завершении исследований скважину останавливают для измерения пластового давления. Обработку результатов исследования выполняют построением индикаторной кривой.

Определяют коэффициент продуктивности:

Ко- коэффициент продуктивности; Q-дебит скважины; Р-разность последующего и предыдущего замеров давления; к–коэффициент проницаемости; h- толщина пласта; R- радиус контура питания (дренирования); rc_пр- приведенный радиус скважины; м- динамическая вязкость нефти.

Q Q

Ко= или,

Р

2П*к*h , к*h -гидропроводность

Кo = м*Ln R м

rc _пр

Р Гидропроводность характеризует призабойную зону скважин.