Динамометрирование УШГН, расшифровка теоретической динамограммы нормальной работы насоса

Динамометрия осуществляется для контроля за работой установки ШГН. Спомощью динамограммы можно
определить: Нагрузку на штанги; Работу клапанов насоса; Герметичность НКТ; Подклинивание плунжера; Обрыв, отворот
штанг Влияние газа на работу клапанов; Подгонку плунжера.

При нормальной работе установки (отсутствие влияния колебаний штанг, а также инерционных сил) штанги
вблизи точки их подвески всегда испытывают растягивающие усилия, зависящие от положения плунжера скважинного
насоса.

Этот многократно повторяемый циклический процесс можно графически изобразить с помощью динамограммы ,
построенной в прямоугольной системе координат.

По оси абсцисс откладывается расстояние sточки подвески штанг от произвольно выбранной точки начала
отсчета, а по оси ординат —нагрузки на штанги.

1. Пои ходе плунжера вниз растягивающее усилие Р1 вточке подвески равно собственному весу штанг Ршт за минусом сил трения в паре плунжер—цилиндр и штанг о трубы.

2. При ходе вверх на штанги действует дополнительная нагрузка от веса столба жидкости в НКТ.

3. Участок АБ соответствует начальному периоду движения штока вверх (растягивающее усилие увеличивается).

4. Точка Б соответствует моменту открытия всасывающего клапана.

5. В интервале БВ (продолжение хода вверх) нагрузка на штанги постоянна и равна Р2.

6. В интервале ВГ (ход вниз) со штанг снимается вес столба жидкости .

7. В точке Г нагнетательный клапан открывается.

8. В интервале ГА (продолжение хода вниз) нагрузка на штанги минимальна и составляет Р1.

9. Расстояние бВ=Бшт. Характеризует ход полированного штока.

10. Расстояние БВ =Рпл. Соответствует ходу плунжера.

11. Отрезок бБ—деформацию штанги труб.

Порядок снятия динамограммы:

1. Останавливается СК; 2. Устанавливается датчик; 3. Снимается динамограмма с записью в электронный блок; 4. Останавливается СК; 5. Снимается датчик

Динамометрирование производится при помощи «МИКОН-101».Существует три типа датчиков, меж траверсный
(который устанавливается между траверс канатной подвески»; накладной (который крепится на полированный шток);

2. Схема водоснабжения системы поддержания пластового давления. Виды агента для закачки. Требования к качеству подготовки воды для закачки.

Все нефтяные месторождения Западной Сибири разрабатываются с применением метода ППД путем закачки воды
в продуктивные пласты.

Разработка месторождений осуществляется с поддержанием пластового давления путем закачки воды в
продуктивный пласт, через систему нагнетательных скважин, что позволяет увеличить нефтеотдачу пластов.

При добыче нефти, для ППД(закачки), используется сточная (попутно-добываемая) вода. Сточная вода поступает с
ДНС и ЦПС после обезвоживания добытой нефти на БКНС, оборудованные средствами учета закачиваемой воды-
приборами СВУ-200,СВУ-50,ичерез нагнетательные скважины обратно в пласт.

В качестве агентов для закачки, кроме сточной (попутно-добываемой) воды, может использоваться вода с
поверхностных источников или водозаборных скважин, прошедшую соответствующую подготовку.

В зависимости от коллекторских свойств пласта (пористость, проницаемость и др.) и свойств пластовых флюидов
существуют следующие требования к качеству закачиваемой воды:

1. Содержание нефтепродуктов, мг/л, не более 50

2. Содержание ТВВ, мг/л, не более 25