Нормальный режим - работа - скважина
Cтраница 1
Нормальный режим работы скважины может быть нарушен ремонтными работами, отсутствием электроэнергии при глубинно-насосной эксплуатации или прекращением подачи рабочего агента при компрессорной эксплуатации. [1]
Вывод на нормальный режим работы скважин после ремонта является заключительной операцией ремонтных работ и требует повышенного внимания. [2]
При нарушении нормального режима работы скважины и уменьшении вследствие этого подачи жидкости перепад давления на диафрагме уменьшается и мембрана, прогибаясь вниз, замыкает контакты и включает вторичный прибор. [3]
Доскольку при нормальном режиме работы глубиннонасосяых скважин в выкидных линиях поддерживается относительно небольшое давление ( 1 - 6кГ / см &), в их обвязке применяются чугунн ые задвяжки. [4]
 |
Кривые восстановления в пробкообразующей. [5] |
Известно, что при нормальном режиме работы глу-биннонасосной скважины в динамическом столбе жидкости можно достаточно точно разграничить два участка. [6]
Из табл. 6 видно, что при нормальном режиме работы скважины износ образцов труб в присутствии протекторов уменьшился в 10 раз, а износ муфт примерно в 2 раза по сравнению с износом, наблюдавшимся при том же режиме работы, но без протекторов. Несмотря на то, что в качестве протектора был применен почти чистый алюминий, а не специальный алюминиевый протекторный сплав, он почти полностью исключил фактор коррозии из процесса изнашивания, превратив коррози-онно-механическое в простое механическое изнашивание. Об этом свидетельствует примерно одинаковая величина износа образцов труб при нормальном режиме работы в присутствии протекторов и при откачке водопроводной воды без доступа воздуха. [7]
Если в скважине образуется песчаная пробка, необходимо принять немедленные меры по ее ликвидации и восстановлению нормального режима работы скважины. [8]
Суть методики заключается в следующем: после спуска но - РОГО насоса станок-качалка подключается в работу для восстановления нормального режима работы скважины. Примерно через 5 - 7 дней после восстановления динамического уровня на скважине устанавливается подъемник, снимается устьевой саль. При этом наблюдается снижение уровня в подъемных трубах, которое происходит за счет утечек в трубах, в узле всасывающего клапана и уменьшения объема столба нефти при вы-из нее газа. По мере снижения уровень жидкости непре-восстанавливается до верха трубы путем долива дизельного топлива. Измерив объем доливаемой жидкости за каждые 5 минут вычисляется среднеминутный расход, затем по этим данным строится график изменения объема доливаемой жидкости во времени. [9]
На это следует обратить особое внимание, так как резкое снижение рзаб в скважине при помощи компрессора может вызвать ряд осложнений, что нарушит нормальный режим работы скважины. Поэтому для снижения рзад нельзя применять компрессоры высокого давления. Компрессоры с рабочим давлением 8 0 МПа вполне достаточны для освоения скважин любой глубины. [10]
Клапаны-отсекатели вместе с замками при помощи набора инструментов канатной техники спускаются в скважину, устанавливаются в посадочном ниппеле, спущенном в скважину в составе колонны подъемных труб, и фиксируются в нем при помощи замка. При нормальном режиме работы скважины клапаны-отсекатели находятся в открытом положении и автоматически закрываются в случаях, указанных выше. [11]
Следует отметить, что в промысловой практике часто необходимость в осуществлении подлива возникает только при пуске скважины после ремонта, в особенности, когда он связан с чисткой или промывкой песчаной пробки. После установления нормального режима работы скважины, продолжающегося обычно несколько дней, подлив прекращается. [12]
Важно подчеркнуть, что, несмотря на примитивность использованных нами протекторов, они почти полностью исключили фактор коррозии из процесса изнашивания труб, превратив тем самым коррозийный износ в простое механическое изнашивание. Об этом свидетельствует тот факт, что при нормальном режиме работы скважины и наличии протекторов износ образцов труб оказался даже несколько меньше, чем при откачке пресной воды. [13]
Первая оценка возможности практического применения протекторной защиты как средства для уменьшения износа пары ТМ была нами произведена в скв. В качестве протектора была использована алюминиевая проволока, намотанная на раструбы штанг против каждого из опытных образцов ( группы образцов) труб. Вес каждого протектора составлял 200 - 220 г. Из табл. 5, в которой приведены результаты опыта, - видно, что при нормальном режиме работы скважины и наличии протектора износ образцов труб уменьшился в 10 раз, а износ штанговых муфт приблизительно в 2 раза по сравнению с износом, имевшим место при том же режиме работы скважины, но в отсутствии протектора. [14]
Страницы: 1