Отложения парафина 2 страница

Седло спускается в скважину на центральной колонне труб до упора в посадочный конус, спущенный ранее на наружной колонне труб.

Конус снабжен цилиндрическим хвостовиком с манжетами, уплотняющими узел манжетного седла. В нижней части седла имеются окна, через которые сообщаются обе колонны НКТ.

При одноколонной конструкции установки ГПН вместо наружной колонны труб спускают пакер.

Насосно-компрессорные трубы в системе УГПН являются каналами для подачи силовой жидкости к погружному двигателю и подъема добываемой жидкости. Они испытывают нагрузки не отличающиеся по величине и направлению от действующих при фонтанном способе добыче и добыче нефти УШГН. При использовании закрытой системы применяется два ряда труб, при этом возможны два способа их расположения -концентричный и параллельный. Концентричный способ расположения предполагает применение в качестве внешней колонны ряда труб диаметром 114 мм, которая опирается на пакер и подвержена продольному изгибу.

Пакер предназначен для герметизации затрубного пространства при использовании последнего в качестве канала для подъема жидкости. Поверхностное оборудование включает в себя силовой насос, устьевую арматуру и систему подготовки жидкости

Рис.3.37. Блочная автоматизированная установка гидропоршневых насосов: 1-оборудование устья; 2-пакерное устройство; 3-гидропоршневой насос; 4-технологический блок; 5-блок управления; 6- автоматизированная замерная установка; 7-сборный трубопровод.

Силовой насос предназначен для подачи в гидродвигатель жидкости под давлением, обеспечивающим перемещение поршней двигателя и насоса и подъем жидкости на поверхность

В качестве силовых насосов в РФ и за рубежом применяют поршневые насосы, но могут использоваться и центробежные.

Оборудование устья скважины предназначено для герметизации скважины, подачи, отвода и регулирования объемов жидкости, а также спуска и подъема погружного

агрегата.

Система подготовки жидкости может быть индивидуальной или групповой. В первом случае на каждой скважине, эксплуатируемой УГПН, монтируется трап для отделения газа от жидкости и емкость для сбора добываемой и силовой жидкости, поступающей из скважины.

Из емкости часть жидкости забирается силовыми насосами и подается в скважину, а избыток - откачивается на сборный пункт.

При групповом сборе нефти и газа и кустовом размещении скважин могут стать приемлемыми групповые установки по подготовке жидкости и централизованная ее подача (рис. 3.37).

Групповая установка выполнена из отдельных технологических блоков, доставляемых на скважину. Добываемая нефть смешивается с силовой жидкостью в кольцевом канале скважины, смесь поступает в автоматизированную замерную установку, а затем - в технологический блок. В него входят трехфазный разделитель, рассчитанный на давление 2,5 МПа, объемом 16 куб. м, два подпорных герметичных электронасоса, батарея гидроциклонов для очистки рабочей жидкости от механических примесей. Затем, очищенная от газа, механических примесей и воды, жидкость поступает в блок силовых насосов, а затем на гребенку распределения рабочей жидкости. Групповая установка снабжена системой освещения, вентиляции, обогрева пожаротушения. Электрооборудование, входящее в блоки, взрывозащищенного исполнения и управляется станцией.

В настоящее время разработаны гидропоршневые установки производительностью 25, 40, 100, 160, 250 куб. м/сут. и могут быть включены в групповые установки на 4...8 скважин.

Отдельную группу в классе гидравлических поршневых насосов составляют гидроштанговые насосы (ГШТН), отличающиеся от них способом возвращения плунжера двигателя вверх. В одном случае - это пружина, в другом, как например, на рис. 3.38, дифференциальный плунжер.

Рис. 3.40

Электродиафрагменный насос: 1-электродвигатель; 2-ведущая коническая шестерня; 3-эксцентрик; 4-плунжер; 6-диафрагма; 7-всасывающий клапан; 3-нагнетательный клапан; 9-пояс для крепления кабеля; 10-арматура устьевая; 11 -станция управления; 12-кабель; 13-токопровод.

Техническая характеристикаописанного насоса следующая; ход диафрагмы - 2,5 мм, расчетное число циклов 4*108, ход плунжера 16 мм, коэффициент полезного действия агрегата -0,4...0,45,подача до 10 куб. м/сут. Наиболее нагруженными частями являются редуктор, диафрагма и клапаны.

В настоящее время установки электродиафрагменных насосов начали применяться на промыслах.Они предназначены для эксплуатации малодебитных

скважин с внутренним диаметром эксплуатационных колонн не менее 121,7 мм, с пескопроявлением, с искривленными и наклонными стволами, расположенными в труднодоступных местах, районах с суровым климатом.

Электронасос содержит четырехполюсный асинхронный электродвигатель, конический редуктор и плунжерный насос с

эксцентриковым приводом. Эти узлы размещены в общей камере, герметично изолированной от перекачиваемой среды резиновой диафрагмой и компенсатором. Над диафрагмой расположены всасывающий и нагнетательный клапаны. В верхней части электронасоса имеется токоввод для соединения его с муфтой кабеля. Электронасос заполняют маслом, испытывают в заводских условиях и привозят на скважину полностью подготовленным к спуску.

Производительность выпускаемых УЭДН 4; 6,3; 8,1; 12,5;16 куб.м/сут.

6.5. Применение струйных насосов для добычи нефти.

Разновидностью бесштанговых насосов являются струйные насосы, основанные на принципе подъема жидкости за счет разряжения, создаваемого в специальном устройстве- диффузоре.

Разработка конструкций струйных насосов идет по пути размещения силовых агрегатов в скважине (погружные агрегаты) и на поверхности. Применение погружных агрегатов ведет к уменьшению габаритов установки, к снижению ее металлоемкости, к повышению КПД. Однако помещение агрегатов на устье создает лучшие условия для контроля и регулирования, для использования давления столба жидкости в скважине в качестве части рабочего давления. Этим и объясняется тот факт, что преимущественное распространение получили установки с наземными силовыми агрегатами. В результате анализа была выбрана и эксплуатируется схема, приведенная на рис.3.41,как наиболее целесообразная. Наземное

оборудование этой схемы включает устьевую обвязку 1, линию подачи рабочего

Рис. 3.41. Скважинная струйная установка: 1-устьевая обвязка; 2-линия подачи рабочей жидкости 3-нефтесборный коллектор; 4-участок регулирования давления и расхода рабочей жидкости; 5,6,7-вентили; 8;9;11;12-манометры; 10-расходомер; 13-источник рабочей жидкости; 14-НКТ; 15-опрессовочная шайба; 16-струйный насос; 17-клапан для глушения скважины; 18-пакер; 19- эксплуатационная колонна.

агента 2, нефтесборный коллектор 3, участок регулирования давления и расхода рабочей жидкости 4, вентили 5, 6,7, манометры 8, 9, 11, 12, расходомер 10, источник рабочей жидкости 13. Подземное оборудование состоит из колонны НКТ 14, опрессовочной шайбы 15, струйного насоса 16, клапана для глушения скважины 17, пакера 18, эксплуатационной колонны 19.

6.6 Особенности эксплуатации осложненных скважин бесштанговыми насосами.

Эксплуатация нефтяных скважин в различных нефтяных районах характеризуется особенностями, как геологического так и технического порядка: нефтяные пласты могут быть представлены легко разрушающимися или плотными породами, нефть может содержать парафин, песок, газ, соли, вязкость нефти также колеблется в широких пределах.

Перечисленные факторы оказывают влияние на работу системы "пласт-скважина-насос" и на конечный показатель эффективности работы этой системы - добычу нефти.

Причем, каждый из рассмотренных конструкций БШГН по своему реагирует на указанные выше факторы.

6.6.1. Влияние газа

Попадание газожидкостной смеси в каналы рабочих колес и направляющих аппаратов УЭЦН вызывает его выделение из жидкости и полное перекрытие каналов. Это ведет к снижению или прекращению подачи, нагреву насоса и выходу его из строя.

Гидропоршневые насосы реагируют на газ, как и штанговые насосы. Здесь возникает проблема максимального отделения газа от жидкости на поверхности и исключение попадания газа в рабочую жидкость по длине колонны труб и нарушению работы привода.

Электродиафрагменные насосы относятся к классу поршневых, поэтому менее чутки к газу и удовлетворительно работают при содержании мехпримесей в откачиваемой жидкости до 1,8% по массе.

Электровинтовые насосы относятся также к классу объемных насосов и менее чувствительны к газу и вязкой жидкости. Их работоспособность сохраняется в удовлетворительном уровне при газосодержании до 50%, содержании мехпримесей до 0,6 г/л и вязкости до 6*10^-4 м²/с.

6.6.2. Влияние вязкости

Известно, что вязкость жидкости - параметр, характеризующий величину сил внутреннего трения частичек жидкости или, по-другому, текучесть. Текучесть определяет скорость перемещения жидкости, ее способность занимать определенный объем с меньшими гидравлическими потерями.

Поэтому ясно, что жидкость с небольшой вязкостью (например, вода, при температуре 20°С имеет вязкость 1мПа,с) более подвижны, и быстрее заполняют полость насоса, чем нефть (вязкость сепарированной девонской нефти при температуре 20⁰С,_ 9мПа.с, угленосной - 36,4 мПа,с).

Поэтому подача всех насосов при откачке вязких жидкостей Уменьшается,но степень этого снижения имеет большее значение для ЭЦН, меньшее - для поршневых и винтовых насосов.

6.6.3. Влияние механических примесей

Примеси,содержащиеся в откачиваемой жидкости, различны в

качественном и количественном составе: это могут быть продукты разрушения пласта или цементного кольца, или принесенные с поверхности частицы различного состава.
Однако влияниеих на все насосы идентично: они забивают фильтры насосов, вначале уменьшая, а затем полностью прекращая поступление жидкости в насос, или действуют как абразив, ускоряя процесс износа элементов насоса или заклинивания их.

6.6.4. Влияние парафина _

Парафин относится к группе твердых углеводородов, которые в пластовых условиях растворены в нефти. При изменении термодинамических условий (температура, давление), которыми сопровождается процесс притока нефти из пласта в скважину происходит выпадение твердых фракций из нефти. Обладая хорошими адгезионными свойствами, парафин откладывается на трубах, элементах подземного оборудования, осложняя работу последнего. Для парафинообразующих скважин характерно снижение или полное прекращение подачи ввиду полного перекрытия фильтров и сечения насосно-компрессорных труб. Парафин откладывается и на внутренних элементах насосов, клапанах, рабочих колесах, поршнях и цилиндрах, штангах. Все это увеличивает напряженность работы насосных установок и сокращает их межремонтный период.

6.6.5. Солеобразование

Выпадение солей из газожидкостной смеси в скважине характерно для многих районов. Оно объясняется как смешиванием разнородных по типу вод, например, пресных с пластовыми и образованием осадков из солей.

Кристаллы солей откладываются на наружной и внутренней поверхности оборудования, создавая плотный осадок толщиной 1,5...2 мм. Соли уменьшают величину допустимых зазоров, вызывают заклинивание вращающихся и перемещающихся деталей, сокращая время безаварийной работы скважины.

6.7 Применение технологий и устройств для снижения вредного влияния осложнений

В настоящее время разработаны и применяются различные способы, уменьшающие или полностью исключающие вредное влияние перечисленных выше факторов на работу скважинного оборудования. Опишем некоторые из них.

6.7.1. Уменьшение вредного влияния газа

Выделение газа из нефти в стволе скважины начинается при снижении давления ниже давления насыщения. Для разных по физико-химическим свойствам нефтей давление насыщения будет иметь разную величину. Кроме того, влияет количество газа, первоначально в условиях пласта растворенного в нефти и ее обводненность. Поэтому для разных месторождений давление насыщения может иметь разную величину.

На практике стремятся эксплуатировать оборудование с некоторым количеством газа на приеме насосов, т.е. с давлением ниже давления насыщения. Это позволяет уменьшить глубину подвески насоса, и таким образом, сэкономить некоторое количество труб, штанг, кабеля и время на спуско-подъемные операции.

Количество газа, которое не окажет существенного влияния на работу насоса, может быть увеличено за счет применения различных устройств, устанавливаемых как вне, так и внутри насосов.

6.7.2. Применение сепараторов

Идея применения сепараторов состоит в том, чтобы, резко изменив направление потока движущейся жидкости, вызвать разделение смеси (рис. 3.42). Возможны и методы создания

центробежных сил и отбрасывание жидкости как наиболее тяжелого компонента смеси на перефирию аппарата, накопление и отвод газа из центра.

Получил применение в УЭЦН способ диспергирования газа на приеме и превращении газосодержащей жидкости в гомогенизированную (однородную) смесь с небольшими по диаметру пузырьками газа, не оказывающими существенного влияния на работу насоса.

Эффективность такого метода подтверждена учеными. Испытаны
различные устройства, позволяющие создать интенсивное перемешивание
смеси на приеме насоса. Они получили название диспергаторов газа. Наибольшее
распространение получили диспергаторы, выполняемые из рабочих колес и
направляющих аппаратов УЭЦН путем сверления в них сквозных отверстий.
Поток газожидкостной смеси движется в них не только через каналы, но и через
отверстия. При этом поток разрезается вращающимися рабочими колесами,
создавая интенсивную турбулизацию (рис. 3.43). Применение диспергаторов

позволило увеличить предельное значение газосодержания на приеме УЭЦН до 0,4 без существенного ухудшения рабочей характеристики насоса.

Рис- 3.42. Сепаратор газа УЭЦН. -головка; 2-вкладыш; 3-корпус; 4-труба для жидкости; -5-направляющая трубка; 6-вал; 7 -приемный импеллер; 8-напорная трубка; 9-заглушка; 10-обратный клапан; 11-фланец; 12-шлицевая муфта.

6.

Рис. 3.43. Десператор-турбулизатор УЭЦН.

7.3. Уменьшение неблагоприятного влияния вязкости

Вязкость жидкости не является постоянной во времени.
Кроме природных факторов, заложенных в свойствах самой
нефти, на величину вязкости оказывает влияние температура в
стволе скважины, содержание воды: от последнего фактора, как
показали многочисленные исследования, весьма сильно зависит вязкость.

Эти обстоятельства следует учитывать при выборе технологий добычи вязких смесей.

Повышение температуры ведет к многократному снижению вязкости, поэтому были разработаны устройства для создания теплового поля, как на забое скважины, так и в области расположения насосного оборудования. К таким устройствам относятся различные печи прямого или индукционного нагрева. Другой способ

снижения вязкости – это подача в скважину поверхностно-активных веществ, разрушающих эмульсию на ее составные компоненты нефть и воду. Химический метод, так была названа эта технология, потребовал разработки способа и устройств для подачи химических реагентов в затрубное пространство и на забой скважины. Были созданы наземные

Рис. 3.44. Рабочие характеристики насоса ЭЦН5-200-800. 1-паспортная; х-фактическая серийного насоса на пластовой воде; 2-насоса с турбулизаторами на пластовой воде Q = 1190 кг/мЗ; 3-насоса с турбулизаторами на водонефтяной смеси с водосодержанием 61%; 4-насоса без турбулизаторов на водоносной смеси с содержанием 61%.

и скважинные дозаторы, задача которых подавать определенные дозы химических реагентов в газожидкостную смесь.

Водонефтяные эмульсии относятся к неньютоновским жидкостям, вязкость которых зависит от скорости их перемещения. Установлено, что интенсивное перемешивание эмульсии на приеме УЭЦН улучшает работу последнего (рис. 3.44). Такой способ относится к механическим и может быть осуществлен путем установки до приема насоса или в самом насосе специальных мешалок - турбулизаторов, по конструкции напоминающих диспергаторы.

6.7.4. Способы и устройства для борьбы с парафином

Парафин и смолы являются компонентами нефти,
формулирующими наряду с другими и ее вязкостные свойства.
Поэтому и борьба с парафинообразованием может вестись теми
же способами - тепловым и химическим. Они по технологии к
аппаратурному исполнению не отличаются от вышеописанных
поэтому на них мы останавливаться не будем..

6.7.5. Предотвращение попадания механических примесей в скважину и оборудование

В некоторых нефтяных районах, например, Азербайджане продуктивные пласты представлены легко разрушаемыми песчаниками, и в скважину вместе с жидкостью поступает большое количество песка и других продуктов разрушения пласта.

Предотвращение этого осложнения ведется различными путями. Один из них - снижение перепада давления между пластом и скважиной (депрессии) и, следовательно ограничение отбора жидкости. Другой путь - установка в зоне пласта фильтров, которые, несмотря на различие конструкции, выполняют одну функцию: имеют ячейки, диаметр которых меньше диаметра продуктов разрушения. Фильтр можно периодически очищать или заменять на новый.

Третий способ - укрепление плата путем закачки в ней цементирующих (склеивающих) материалов - цемента, смол. При этом должна быть сохранена фильтрационная способность пласта.

Четвертый способ - уменьшение концентрации песка добываемой жидкости путем подлива с поверхности дополнительно некоторого количества очищенной жидкости.

Распространены случаи привнесения механических примесей с поверхности при проведении ремонтных работ и технологических операций. Поэтому надо обеспечить очистку жидкостей на поверхности или установку специальных фильтров на приеме насосов. При этом возникают проблемы с очисткой фильтров, которые решаются путем подъема оборудования на поверхность.

Чтобы избежать этого, применяют конструкции различных устройств, устанавливаемых на приеме насоса [12].

Для ЭЦН, например, разработана конструкция вращающихся ножей, измельчающих механические частицы, попавшие в приемную часть насоса перед их входом в канал. Ножи приводятся в действие от кулачков, вращающихся вместе с валом насоса. Измельченные частицы продавливаются шнеком через диск с отверстиями диаметром не более 2 мм. Это исключает попадание в каналы насоса частиц, которые могли бы перекрыть канал.

Следует иметь ввиду, что часть механических примесей попадает вместе с жидкостью внутрь насоса и оказывает абразивное действие на его детали. Поэтому для скважин этой категории разработаны специальные насосы. В них отдельные детали выполнены из высокопрочных материалов: резины и пластмассы, - электроцентробежные насосы этой серии получили шифр "ЭЦНИ" (электроцентробежные насосы в износоустойчивом исполнении).

6.7.6. Способы и устройства для предотвращения солеобразования

Наиболее распространенным в настоящее время является химический способ борьбы с солеобразованием путем подачи в скважину ингибиторов.

Ингибитор может дозироваться в затрубное пространство скважины или на прием насосов с помощью средств, описанных выше. Применяется метод залповой подачи ингибитора в затрубное пространство с последующим его "задавливанием" в пласт. Однако этот метод не экономичен, так как в короткое время выносится основное количество закачанного ингибитора, а затем его доза становится ниже требуемой или подача вообще прекращается.

Апробированы с положительным эффектом и другие методы. Например, применение покрытий, поскольку результатами исследований института СибНИИНП установлено, что на гладких поверхностях соли не откладываются. Здесь же была разработана технология покрытия рабочих колес ЭЦН и других деталей пентапластом. Средняя наработка на отказ увеличилась после покрытия в 2…3 раза.

Надо отметить и применение ультразвука для борьбы с солеобразованием. Оценка эффективности применения ультразвукового поля проведена путем контроля за толщиной солевых отложений, а также частоты отказов ЭЦН.

Для получения ультразвуковых излучений предпочтительных частот (8...22 кГц) разработаны и апробированы ультразвуковые генераторы различных конструкций. Применительно к ЭЦН наиболее приемлемыми оказались встроенные генераторы, выполненные в виде вращающегося цилиндра-ротора и неподвижного статора, устанавливаемые взамен седьмой и пятой ступени ЭЦН. При совпадении отверстий на роторе и статоре жидкость вырывается из отверстий, создавая звуковой импульс. Получены данные об увеличении межремонтного периода в 4 раза.

7. Раздельная эксплуатация нескольких пластов одной скважины

На некоторых нефтяных месторождениях могут оказаться продуктивными (содержащими нефть или газ) несколько пластов. Если они вскрываются одной скважиной, то возникает вопрос, нельзя ли их эксплуатировать одновременно. Это более важно, так как представляет экономическую целесообразность: нет необходимости бурить дополнительные скважины.

Однако при осуществлении процесса возникает ряд трудностей, связанных с необходимостью раздельного отбора нефти из пластов (без их смешивания), требованиями контроля за разработкой пластов, необходимостью воздействия на пласты. Эти задачи осложняются весьма небольшим диаметром эксплуатационных скважин.

Тем не менее в настоящее время разработано несколько технологических схем и оборудования для их осуществления. Рассмотрим некоторые из них.

7.1..Раздельная эксплуатация по схеме "фонтан - фонтан"

Первый вариант технологической схемы предусматривает спуск одного ряда труб с пакером. Верхний пласт эксплуатируется по затрубному пространству, нижний – по центральной колонне НКТ (рис. 3,45 ).

Достоинством схемы является простота монтажа и эксплуатации, недостатком - возможное запарафинирование поверхности эксплуатационной колонны. Тогда эксплуатация пласта по затрубному пространству становится невозможной.

Рис.3.45. Схемы "фонтан-фонтан".

Вариант указанной схемы, получившей название " (установка фонтанной эксплуатации при концентричном расположении труб), предусматривает спуск в скважину двух концентрично расположенных рядов труб. При этом обеспечивается эксплуатация каждого пласта по отдельной колонне. Достоинства и недостатки этой схемы аналогичны вышеописанной.

Исследование пластов, а также воздействие на них в процессе эксплуатации не встречает трудностей и выполняется по технологиям, принятым для скважин, эксплуатирующих

один пласт.

7.2. Эксплуатация скважин по схеме "насос - фонтан"

Схема предусматривает эксплуатацию верхнего пласта фонтаном, нижнего – скважинным штанговым насосом (рис. 3.46). Достоинствами схемы являются простота обслуживания и эксплуатации. К недостаткам
следует отнести ограниченность применения из-за следующих причин: необходимость фонтанирования верхнего пласта; при содержании в нефти парафина следует предусмотреть комплекс мер для борьбы с запарафиниванием колонны. Исследование скважины и воздействие на нижний пласт ведется по известным технологиям. Воздействие на нижний пласт возможно после подъема насосного оборудования. Контроль работы ведется по динамограммам..

7.3. Схема "фонтан - насос"

Схема предусматривает эксплуатацию верхнего пласта насосом, нижнего - фонтаном. Осуществляется спуском в скважину дополнительного разобщающего устройства и специальной муфты для перепуска жидкости из нижнего фантанирующего пласта в затрубное пространство.

Достоинствами схемы является сравнительная простота. Недостатки те же, что и при применении схемы "насос фонтан".

Схема «насос-фонтан" (УНФ).

7.4. Эксплуатация скважин по схеме "насос - насос" с использованием штангового насоса

Рис.3.47. Схема "насос-насос" (УГР). 1-вставной насос; 2-пакер; 3-верхний специальный насос; 4-НКТ; 5-насосные штанги; б-неподвижный плунжер; 7-опорный конус; 8-тяги.

Рассмотрим устройство установки типа "УГР" (рис. 3.47), разработанной особым конструкторским бюро по раздельной эксплуатации (ОКБ РЭ г.Баку). Установка состоит из вставного глубинного насоса 1, пакера 2, специального глубинного насоса 3 с подвижным цилиндром, колонны НКТ 4, колонны штанг 5, неподвижного плунжера 6, опорного конуса 7.

Установка работает следующим образом. При ходе вверх насос 1
приводится в движение тягами 8, проходящими через продольный паз в опорном конусе 7. Жидкость выбрасывается в НКТ. Верхний насос
забирает жидкость из верхнего пласта через отверстия в опорном конусе 7 и выбрасывает ее через полый плунжер 6 также в НКТ. В этом случае
жидкость из обоих пластов смешивается. Раздельная транспортировка
продукции пластов может быть осуществлена применением полых штанг: из верхнего пласта - через полые штанги, из нижнего - по НКТ.

Спуск установки производят следующим образом. Вначале спускают НКТ 4 с пакером 2 и опорным конусом 7. Затем на штангах спускают последовательно соединительные насосы. Подъем установки производят в обратном порядке.

7.5. Дифференциальный насос

Дифференциальный насос создан в НГДУ "Туймазанефть"

и включает в себя оборудование, приведенное на рис. 3.48. При ходе вверх нижний плунжер 10 забирает жидкость из нижнего пласта и выбрасывает ее через полый шток 1. в НКТ 4, а верхний плунжер 5 -через всасывающий клапан 8. Забирает жидкость из верхнего пласта и выбрасывает ее через нагнетательный клапан 6 в затрубное пространство.

Рис.3.48. Дифференциальный насос. 1-полый шток; 2-штанги; 3-эксплуатационная колонна; 4-НКТ; 5-плунжер; 6-нагнетательный клапан; 7-узел разобщения; 8-всасывающий клапан; 9-посадочный конус нижнего насоса; 10-плунжер нижнего насоса; 11-шлипсовый пакер.

Пласт II - девонский, содержит парафинистую нефть, поэтому эксплуатируется по центральным трубам, пласт I угленосный, содержит малопарафинистую нефть, эксплуатируется по затрубному пространству.

Недостатком схемы является необходимость установки тс пакеров, что исключает возможность воздействия на 'хний и нижний пласт. Отключение пластов для замера ита невозможно.

Р.6. Одновременно раздельная эксплуатация по схеме гасос - насос" с применением оборудования ОКБ БН

Регулирование поступления жидкости каждого из пластов производится созданием импульса давления через суфлер по столбу жидкости в НКТ.

При этом происходит перемещение подвижного цилиндра в регуляторе и перекрытие входных отверстий поступления жидкости из верхнего пласта.

Достоинствами схемы является возможность эксплуатации двух пластов с разной характеристикой одним насосом, недостатком - смешивание продукции двух пластов и сложность контроля за отбором жидкости из каждого пласта.

ГЛАВА 4. ИССЛЕДОВАНИЕ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН

Под исследованием понимают комплекс работ, направленных на получение данных о параметрах и характеристике пласта и призабойной зоны с целью становления эффективной эксплуатации скважины. Дренирование пласта связано с созданием на него перепада давлений (депрессии), последнее может привести к разрушению пласта. Кроме того, откачка нефти является прямым следствием работы в скважине соответствующего оборудования, что также вызывает определенное воздействие и пласт. Исследование позволяет выявить ряд факторов и определить величину оптимального отбора, экономически оправданного для данного месторождения на рассматриваемом этапе его разработки.