Proiectarea bine construită a terenului
La construirea teren sovietic de puțuri instalații de foraj făcute de tip Boo - 75 BDT, Boo - 80 BDT, și recent Bu - 2500 CE.
Instalarea echipamentelor în forajul de producție se realizează printr-o metodă cluster, cu 8 - 12 puțuri direcționate perforate dintr-un singur amplasament.
Profilul trunchi al puțurilor direcționale include:
- secțiune verticală de la 0 la 180 - 250 m;
- aria setului de zenit este de 150 - 220 m;
- stabilizarea trunchiului înclinat 900 - 1100 m;
- scădere în unghiul de zenit de 450 - 1200 m.
Designul puțurilor, forate de organizația de explorare a petrolului, include o direcție cu un diametru de 325 - 508 mm. (coborând în 20 godeuri) la o adâncime de 5 - 56 m. Diametrul conductorului este de 219 - 325 mm. la o adâncime de 283 - 620 m și o coloană de producție cu un diametru de 114 - 146 mm. până la fața (figura 10). Ciment pentru direcție a crescut la gură, în spatele conductorului la o înălțime de 58 - 505 m de la pantofi. În spatele coloanei de producție, cimentul a fost ridicat la 100-150 m deasupra acoperișului rezervorului.
Aparatura de echipare a sistemului de operare ESP
Setarea PCEM (figura 11) include:
O supapă de reținere proiectată pentru a preveni rotația inversă (funcționarea turbinei) a rotorului pompei sub influența coloanei de lichid.
O supapă de evacuare care servește la descărcarea lichidului din șirul tubului în timp ce ridică ansamblul pompei din puț.
Centura metalică pentru fixarea cablului.
Echipamentul electrotehnic-stația de transformare.
Pompă centrifugă submersibilă.
Motor submersibil cu hidroprotecție
Fig. 11 Schema generală a echipamentelor pentru puțuri prin instalarea pompei centrifuge submersibile
Aparatura bine echipata cu USGGN
Figura 12 Instalarea pompei de aspirație:
1-mașină - balansoar;
Glanda cu 2 godeuri;
4 coloane de tije de pompare;
5- pompă cu puț de fund;
6 - pompă pentru puț de injectare;
Din cifrele de mai jos, vedem că producția de uleiuri cu ajutorul ESP este de 76%, iar producția de țiței utilizând SHGN-24%. Prin urmare, se pare că producția de petrol cu ajutorul ESP depășește producția de ulei de 3 ori în raport cu SHG.
Figura 13 Funcționarea stocului bine în funcție de modurile de funcționare
Figura 14 Producția de ulei prin moduri de funcționare
Procedura de calcul a MCI (perioada de revizie a puțului)
Această tehnică este concepută pentru a calcula perioada de inter-reparație a funcționării sondei.
Perioada de revizie a lucrărilor în puțuri ar trebui să fie considerată perioada de timp în zilele calendaristice între două reparații consecutive.
1. Calcularea MCI se efectuează pentru perioadele de raportare: trimestru, șase luni, nouă luni, un an.
2. MCI calculat pentru toate sondele forate, separat pentru ulei, presiune, sonde de gaze și pentru sonde cu diferite tipuri de operațiuni (SRP, ESP, PCP, gaz lift, fântână).
3. Calculul MCI se realizează folosind formula: MCI = T / H, unde T este numărul de zile calendaristice pentru perioada de facturare și H este frecvența de reparații pentru perioada de facturare.
4. Calcularea frecvenței reparațiilor pentru perioada de facturare cu formula: W = P / F, unde F este numărul de reparații pentru perioada de facturare, F- media aritmetică a sondelor la începutul și la sfârșitul perioadei de facturare P = (Pi + Fk) 2
5. Numărul de reparații pentru perioada contabile include toate reparațiile sunt efectuate pe găurile de fundație pentru perioada de facturare, cu excepția dezvoltării bine a forajului, intrarea de conservare a sondelor.
7. Atunci când se calculează frecvența de reparații pentru perioada de facturare, se acceptă următorul inventar:
- pentru calcularea MRP în jurul valorii fondului de sonde - toate sondele forate, cu excepția comandantului și de așteptare pentru dezvoltare după foraj, puțuri abandonate și lichidate.
-pentru a calcula MCI pentru fondul petrolier - întregul fond operațional de petrol fără fântâni care sunt în curs de dezvoltare și așteaptă forarea.
-pentru calcularea MCI pe tipuri de exploatare a fondului petrolier - întregul fond operațional de petrol cu acest tip de echipament fără puțuri care sunt în curs de dezvoltare și care urmează să se dezvolte după forare.
-pentru calcularea MCI a fondului de injecție - toate sondele de injecție
-pentru MCI a fondului de gaz - întregul fond operațional pentru gaze fără fântâni care sunt în curs de dezvoltare și care urmează să se dezvolte după forare și fântâni conservate.
Figura 16. Dinamica ESP între perioada de reparații după fracturarea pe ani a depozitului sovietic în (zile)
Pentru a elimina prizele de nisip și pentru a extrage agentul de propulsare, sunt implicați brigăzi de PRS.
Figura 17. Compoziția minerală a impurităților mecanice în puțurile de fracturare
Figura 18. Compoziția mineralogică a impurităților mecanice
Trimiteți-le prietenilor: