Южно-Ромашкинская площадь расположена южнее свода Ромашкинской структуры. Самые высокие абсолютные отметки залегания кровли пошийского горизонта приурочена к северу Южно-Ромашкинской площади минус 1441,6 метров, минус 1442 метров. В южном направлении наблюдается полное погружение слоев. Несколько круче погружаются слои в юго-западном и юго-восточном направлении от самой высокой части площади.

8-10 километров и в юго-западном направлении 30 метров на каждые 15 километров.

Минимальные абсолютные отметки кровли горизонта Д, составляет - 1487,4 метра.

2.3 Стратиграфия

Как и на остальной части Ромашкинского месторождения, на Южно-Ромашкинской площади осадочная толщина, сложена тложениями девонской, каменноугольной и пермской системы.

Породы девонской системы ложатся на кристаллический фундамент.

- газовый фактор при

На Южно-Ромашкинской площади основным режимом работы залежи является водонапорный режим.

Естественный водонапорный рексим обеспечивает разработку месторождения медленными темпами и требует значительного притока подстилающих вод. Кроме того, он трудно регулируем. Наиболее эффективный искусственный водонапорный режим, разработанной заранее схеме и контролируя ее объемы, удается более эффективно вести разработку месторождения.

2.7 Конструкция скважин

В первом случае скважину бурят несколько ниже подошвы продуктивного пласта, спускают эксплуатационную колонну и цементируют ее одно или двухступенчатым методом посте затвердевания цементного раствора против продуктивного пласта перфорируют стенку колонны и цементное кольцо с целью создания каналов для поступления нефти и газа в скважину.

Во втором случае скважину бурят сначала только до кровли продуктивного пласта, спускают эксплуатационную колонну и цементируют ее. Затем разбуривают долотом меньшего диаметра цементировочные пробки, упорное кольцо и продуктивный пласт.

В целом конструкция ствола скважины представлена в зависимости от геологических и технологических факторов несколькими концетрически спущенными на различную глубину колоннами обсадных труб: кондуктором, одной, двумя или тремя техническими и эксплуатационной колоннами. Эксплуатационная колонна окончательно образует ствол скважины. Внутренний ее диаметр при толщине стенки труб 6 - 14 мм изменяется от 96,3 до 140,3 мм, составляя в большинстве 114 - 140,3 мм.

3. ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

3.1 Краткое описание состояния разработки Южно-Ромашкинской площади

Южно-Ромашкинская площадь является одной из центральных площадей Ромашкинского месторождения, в разработку была введена в числе первых и в настоящее время находится на поздней стадии разработки. Для месторождений на поздней стадии разработки кардинальными являются вопросы точного знания пространственного распределения остаточных запасов нефти в пластах, обоснованного предсказания реакции объектов на остановку или иное изменение режимов работы любых групп и категории скважин, в том числе определенных групп "бесполезных" скважин, остановка которых не проводила бы к снижению текущих уровней добычи нефти и конечной нефтеотдачи, но сокращала бы объемы попутной и заканчиваемой воды и т.п.

В самостоятельный объем разработки выделена предварительной технологической схемой разработки, составленной ВНИИ - нефть в 1954 г. Разбуривание площади велось в два этапа:

первый - разбуривание трех кольцевых рядов добывающих скважин;

второй - разбуривание центральной части, спустя десять лет.

В настоящее время возникла необходимость анализа текущего состояния разработки площади, оценки состояния выработки запасов по пластам.

Южно-Ромашкинская площадь ввелась в 1954 году. Находится в завершающей IV стадии разработки и характеризуется закономерным падением добычи нефти и обводненности продукции. Обводненность продукции в среднем составляет 89%.

На площади пробурено 1100 скважин, а ЭЦН - 340 скважин. В основном весь фонд механизирован. Способ разработки упруго-водозаборный. Средний дебит составляет 7,4 т/сут, пластовое давление в среднем составляет 169 атм. Отобрано 87% от начальных извлекаемых запасов.

Проблема эффективной разработки залежей с различной характеристики запасов решалось поэтапно. В период 1957-1980 г.г. была решена проблема рациональной разработки активных запасов маловязкой нефти, приуроченных к неоднородным многопластовым объектам в терригенных коллекторах достаточной проницаемости, обеспечивающих достижение высокой (до 50-60%) нефтеотдачи.

В настоящее время приходится решать еще более сложную проблему - обеспечение достаточно эффективной разработки залежей нефти в исключительно неоднородных, слабопроницаемых карбонатных пластах, содержащих высоковязкую нефть. Это исключительно тяжелые условия, но и проблема весьма значимая, так как в этих коллекторах находится 22% текущих разведанных запасов и более 60% перспективных ресурсов, а нефтеотдача проектировалась всего 8-20%.

3.2 Цели и задачи гидродинамических исследований скважин и пластов

Непосредственной задачей, стоящей перед гидродинамическими исследованиями пластов и скважин, является получение данных, характеризующих гидродинамические свойства их.

Но одними лишь гидродинамическими методами нельзя получить исчерпывающие данные об этих свойствах. Для этого необходимо сочетать гидродинамические исследования с лабораторными и геофизическими исследованиями.

Основными данными, характеризующими геолого-физические и гидродинамические свойства пластов и флюидов, являются:

1) эффективная мощность пласта - h;

2) вязкость жидкости и газа в пластовых условиях - М_ж, M_r;

3) проницаемость пласта - к;

4) пористость - m;

5) сжимаемость пласта и пластовой жидкости - В_с, В_ж;

6) гидропроводность и пьезопроводность -

Гидродинамические свойства скважины характеризуется величиной так называемого приведенного радиуса скважины r_o или коэффициента гидродинамического несовершенства ее .

Непосредственно гидродинамическими методами определяются следующие комплексы параметров:

1) коэффициент гидропроводности пласта

коэффициент пьезопроводности пласта

2) комплекс параметров

Для раздельного определения параметров этих комплексов необходимо знать h, m, M, B, определяемые другими методами - геофизическими или лабораторными. Однако при решении многих практических задач, связанных с проектированием задач, связанных с проектированием и разработкой месторождений, а также с установлением дебитов по отдельным скважинам, такого определения не требуется, так как в расчетные формулы по определению дебитов и давлений эти параметры входят именно комплексами.

Важными показателями, характеризующими отдельные скважины и подлежащими определению, является коэффициент продуктивности (для эксплуатационных скважин) и коэффициент поглощения (для нагнетательных скважин).

Эти показатели также представляют собой комплексы параметров, отражающих гидродинамические свойства, как самих скважин, так и участков пласта, окружающих эти скважины.

По определению коэффициент продуктивности где R_k - радиус условного контура питания вокруг скважины в сантиметрах, на котором во время работы скважины при установившемся режиме среднее давление на контуре равно R_k в ат; р_заб - давление на забое скважины при ее работе в ат; w - объемный дебит скважины при ее работе в пластовых условиях в см3/сек; g - весовой дебит скважины в поверхностных условиях в т/сутки;

Непосредственно измерять при проведении исследований на промыслах можно только дебиты, давления и расстояния между скважинами, а численные значения комплексов параметров, характеризующих гидродинамические свойства пласта и скважин, определяются расчетами, путем решения так называемых обратных задач подземной гидродинамики. В результате эксплуатации залежей в целом и отдельных скважин давление во всех точках пласта непрерывно изменяется, что является показателем неустановившегося процесса фильтрации жидкости.

3.3 Обоснование выбора методов гидродинамических исследований скважин

Объем и достоверенность информации и свойствах и строении продуктивных пластов увеличивается по мере разбуривания залежи новыми скважинами и исследованиями геофизическими, лабораторными и гидродинамическими методами. Соответственно с этим растет и общий объем проводимых исследовательских работ на промыслах, хотя удельный объем работ по исследованию каждой скважины существенно уменьшается. Поэтому на разных стадиях разработки нефтяных и газовых месторождений для получения сведений о свойствах и строении продуктивных пластов, свойствах и процессах фильтрации насыщающих их жидкостей и газов проводятся определенные комплексы исследований и измерений, обеспечивающих получение информации, необходимой для подсчета запасов, проектирования, контроля и регулирования разработки месторождений нефти и газа. В соответствии с задачами изучения продуктивных пластов на стадии промышленной разведки месторождений измеряют начальные пластовые давления и температуру, отбирают пробы, а также проводят гидродинамические и специальные исследования, предусмотренные проектом разведки.

Исследования скважин методом установившихся отборов должны проводиться не менее чем на 3-х режимах.

По результатам исследования строятся индикаторные диаграммы и определяются коэффициенты продуктивности по каждому работающему пласту. Кроме того, по формулам гидродинамики оценивают значение коэффициентов гидропроводности. Полученные коэффициенты уточняют по исследованию скважин методами восстановления давления и гидропрослушиванию. При этом определяют также приведенный радиус скважин и коэффициент ее гидродинамического совершенства.

По отобранным пробам скважинной жидкости определяют давление насыщения, содержание растворенного газа в нефти, ее плотность, вязкость в пластовых условиях, объемный коэффициент и другие свойства. На стадии пробной эксплуатации объекта после освоения новых скважин на них проводят указанный выше комплекс исследований. Одновременно по всем скважинам периодически ведут специальные исследования, направленные на уточнение информации о свойствах продуктивных пластов и насыщающим их жидкостей.

Обязательные комплексы исследования скважин на стадии промышленной разработки месторождения нефти и газа составляются для каждого объекта отраслевыми территориальными научно-исследовательскими институтами (НИИ) и утверждаются руководством нефтедобывающих предприятий. В этих документах указываются виды проводимых промыслово-геофизических и гидродинамических исследований, их объемы и периодичность. Они разрабатываются на основе утвержденного проекта разработки объекта с учетом опыта предварительных исследований скважин, а также геологического строения объекта и применяемой технологии разработки.

По результатам проведенных гидродинамических исследований определяется общая картина хода выработки эксплуатационного объекта, которая служит основой для принятия обоснованных решений по регулированию процесса разработки.

Эта картина составляется путем построения карт изменения различных физических величин и характеристик продуктивного пласта по площадей и профилей притока к обводненности, а также приемистости скважин по разрезу.

По данным измерения давлений в скважине строятся карты изобар, которые представляют собой нанесенную на план залежей систему линий, соединяющих точки пласта с одинаковыми значениями давлений, приведенной к какой-либо определенной поверхности. Карты изобар в определенной поверхности позволяют контролировать изменение давления на отдельных участках и в среднем по всему пласту. С их помощью можно проанализировать равномерность вытеснения нефти водой, а также наметить мероприятия по регулированию разработки: изменению отборов жидкости из пласта по эксплуатационным скважинам и объемов воды закачиваемой в нагнетательные скважины. Кроме того, с помощью карт изобар можно определить параметры пластов и оценить скорости движения жидкости на отдельных крупных участках продуктивного пласта.

3.4 Основные методы исследования скважин применяемые в ООО "Геотех"

В условиях ООО "Геотех" все методы применяемые в промысловой практике делятся на две основные группы:

1) методы, основанные на промысловых измерениях дебитов и давлений при установившихся процессах фильтрации жидкостей и газов в пластах;

2) методы, основанные на наблюдениях за изменением дебитов и давлений во времени при неустановившихся процессах.

В понятии "установившийся процесс фильтрации", характерной чертой такого процесса является неизменность во времени расхода и давления в изучаемом элементе пласта. В реальных пластах, даже на небольших их участках, также процессы, строго говоря, существовать не могут. В силу различных причин (пуски и остановки скважин, изменение фазовых проницаемостей в связи с изменением насыщенности пласта различными фазами и т.п.) давление в разных точках пласта во времени изменяются, вследствие чего меняются интенсивность и направление фильтрационных потоков, и дебиты скважин. Однако темпы этих изменений во многих случаях бывают столь незначительными, что в некоторых задачах исследования скважин или можно пренебречь и считать процесс фильтрации на том или ином участке пласта установившемся. Это дает возможность использовать для определения параметров пласта и скважин относительно простые формулы подземной гидродинамики, описывающие установившиеся процессы (в частности формулы Дарси и Дютон). К рассматриваемой группе относятся установившихся отборов и метод карт изобар.

Метод установившихся отборов (его часто называют методом пробных откачек) в практике исследований скважин самый распространенный. Он применяется при исследовании всех видов действующих добывающих и нагнетающих скважин (нефтяных, нефтегазовых, водяных, газоводяных, газовых). Существо метода сводится к установлению путем промысловых измерений зависимости между дебитами скважин и ее забойным давлением (или перепадом между пластовым и забойным давлением) при установившихся режимах эксплуатации. На базе этой зависимости определяется такая характеристика скважин, как коэффициент продуктивности, а также гидропроводность пласта в районе скважин.

К гидродинамическим методам исследований, основным на изучении неустановившихся процессов фильтрации жидкостей и газов, относится метод восстановления давления и метод гидропрослушивания.

Метод восстановления давления основан на изучении процессов изменения забойного давления и дебита скважин во времени при переходе от одного установившегося режима ее эксплуатации к другому. Простейшим и наиболее часто применяемым вариантом исследования эксплуатации скважин методом восстановления давления является непрерывная регистрация (в течении определенного времени ) забойного давления скважин сразу же после прекращения ее эксплуатации. При этом приток жидкости или очень быстро (фонтанные скважины) или очень медленно затухает (насосные скважины). Давление же в точке вскрытия пласта скважиной возрастает (восстановившейся) от Рзаб до Рпл (забойного и пластового давления) характер возрастания кривой забойного давления во времени зависит от дебита скважин, с которыми она работала до остановки, гидропроводности, проницаемости и гидропроводности, проницаемости и упруго емкости пласта и величины приведенного радиуса скважин. Влияние каждого из этих факторов на форму кривой теоретически изучено, и это дает возможность на основании анализа полученной кривой определить некоторые гидродинамические характеристики скважин и пласта в ее районе.

Метод восстановления давления широко применяется в условиях фильтрации по пласту однородной жидкости (нефти или воды), совместной фильтрации нефти и воды. Обработка результатов исследований в случае одновременной по пласту и нефти и газа сопряжена с большими трудностями. Потому в таких условиях метод применяется редко.

Метод гидропрослушивания по своему существу близок к методу восстановления давления, открытие заключается в том, что при изменении режима эксплуатации скважин (например, при ее пуске или остановке) применение давления регистрируется на забое другой, и не той же скважины. Для этой цели используются высокочувствительные манометры. Регистрируемая кривая применения забойного давления в реагирующей скважине называется кривой гидропрослушивания, или кривой реагирования.

Обработка этой кривой позволяет определить некоторые важные характеристики пласта на участке между исследуемыми скважинами. Метод гидропрослушивания применяется в основном для исследования пластов, по которым фильтруется однородная жидкость или водонефтяная смесь.

Все способы исследований, применяемые на промыслах и связанные только с изменением дебитов и давлений (а также с наблюдениями за их применением во времени), является разновидностями перечисленных выше основных используемых методов.

3.5 Методика обработок результатов исследований скважин

В проделанном дипломном проекте, я применил обработку методом касательной.

При обработке кривой восстановления давления касательной, упрощенное решение основного уравнения имеет вид:

Это уравнение прямой линии. Коэффициент j является угловым коэффициентом кривой восстановления в координатах (полулогарифмические координаты) и определяется как

Коэффициент В является отрезком, отсекаемым на оси, и определяется в точке.

Далее определяют:

- гидропроводность

- комплексный параметр

Начальный участок КВД в координатах как правило, отклоняется от прямой линии. К числу причин, искажающих форму КВД, относят влияние границ пласта, нарушение геометрии потока в призабойной зоне, продолжающейся приток жидкости в скважину после ее остановки, неизотермичность процесса восстановления давления, нарушение режима работы скважины перед остановкой.

Только через некоторое время экспериментальная кривая приближается к прямой. Касательная к этой прямой на участке АБ соответствует теоретическому уравнению.

Безразмерное время, соответствующее началу прямолинейного участка определяется по формуле а время, соответствующее концу прямолинейного участка, где t₁ и t₂ - время начала и конца выбранного участка, сек.

По данным, прямолинейный участок на фактической КВД следует выбирать так, чтобы начало участка по времени было не менее 10^-3, а конец - не более (1-2)*10^-1.

3.6 Приборы и устройства для исследования скважин

В зависимости от решаемых задач, в результате промысловых и гидродинамических исследований определяются фильтрационные характеристики пласта, продуктивные пропластки, интервалы обводнения, забойные и пластовые давления и т.д.Анализ исследовательского материала позволяет осуществлять выбор оптимального режима работы технологического оборудования и оценку его технического состояния.

Исследовательские работы, проводимые в процессе разработки нефтяных месторождений, включает в себя следующие:

· измерения необходимых физических параметров глубинными приборами, спускаемыми в скважину на скребковой проволоке или геофизическом кабеле;

· измерения стационарными и переносными приборами на устье скважины с целью определения уровня жидкости, силовых нагрузок, энергетических затрат и так далее;

· лабораторные исследования глубинных и поверхностных проб нефти.

Из всего разнообразия глубинных приборов, применяемых при исследованиях скважин, выделяются две большие категории, различающиеся способом преобразования и передачи информации.

Приборы с местной регистрацией (или автономные приборы), у которых преобразование информации осуществляется непосредственно в глубинном снаряде, находящимся в скважине;

1. спуск их в скважину производится на проволоке.

2. дистанционные приборы: преобразование измеряемой величины осуществляется в глубинном снаряде, а регистрация - вторичным прибором, установленным на поверхности;

3. спуск глубинного снаряда в скважине и передача информации на поверхность производится при помощи специального геофизического кабеля.

В процессе исследования скважин глубинными приборами регистрируются, в основном, следующие величины:

- давление и приращение давления;

- наличие и скорость движения жидкости в стволе скважины;

- температура;

- влагосодержание - фазовое соотношение нефти и воды в потоке жидкости;

- технические параметры, необходимые для привязи приборов на глубине.

В соответствии с назначением глубинные приборы для измерения давления можно разделить на 3 группы:

1) механизированные манометры, предназначены для измерения абсолютного значения давления;

2) механизированные диманометры, предназначены для измерения приращений давления;

3) электронные манометры - дистанционные и с местной регистрацией; высокая разрешающая способность и широкий диапазон измерения позволяют использовать их для измерения абсолютного значения и приращений давлении одновременно.

В зависимости от области применения глубинные расходомеры можно разделить на 4 группы:

1) приборы большого диаметра, с пакером и без пакера - для исследования нагнетательных скважин без насосно-компрессорных труб (НКТ);

2) малогабаритные беспакерные расходомеры - для исследования нагнетательных скважин через НКТ;

3) малогабаритные расходомеры с управляемым пакером, применяются при исследовании фонтанирующих скважин;

4) расходомеры сверхмалого диаметра с управляемым пакером - для спуска через межтрубное пространство в скважине, оборудование ШГН.

В промысловой практике получили распространение дистанционные расходомеры с турбинными датчиками и механическими пакерующими устройствами - как наиболее надежные и отвечающие жестким скважинным условиям работы.

Для определения фазового соотношения воды и нефти в продукции скважины используются диэлькометрические (диэлектрические) влагомеры, основанные на изменении диэлектрической проницаемости смеси воды и нефти. Такого рода исследования проводятся в многопластовых нефтяных скважинах и при решении некоторых специальных задач.

Конструкция глубинных пробоотборников должна отвечать ряду требований:

- проба жидкости должна обладать максимальной представительностью, то есть должна достоверно характеризовать свойства нефти в месте отбора;

- объем пробы должен быть достаточен для последующего изучения.

Указанные требования выполняются по-разному в различных конструкциях пробоотборников, однако, по принципу заполнения рабочей камеры прибора жидкостью все глубинные пробоотборники можно разделить на два типа:

1)пробоотборники с проточной (открытой) камерой: во время спуска прибора поток скважинной жидкости свободно проходит через камеру, клапаны закрываются лишь после достижения заданной глубины.

2)пробоотборники непроточного типа: рабочая камера в таких приборах во время спуска закрыта и открывается на заданной глубине.

При затруднениях со спуском глубинного пробоотборника в скважину (например, в механизированных скважинах по межтрубью) используют контейнер КЖО, позволяющий набирать, переводить и хранить, так называемые "рекомбинированные" пробы. Заполнение контейнера исследуемой жидкостью производится на устье скважины через пробоотборный кран: скважину заставляют некоторое время работать на прикрытую задвижку с целью повышения давления выше давления насыщения и поступления порций глубинной жидкости, а затем пропускают через контейнер (при обоих вентилях) исследуемую жидкость в количестве пятикратного объема рабочей полости контейнера, закрывают выходной вентиль и, после создания

необходимого давления, закрывают второй вентиль.

Технические данные контейнера КЖО:

- объем пробы - 400см³;

- рабочее давление - до 350ат;

- допускаемая температура - до 80⁰С;

- диаметр - 87мм;

- длина 462мм;

- высота - 158мм;

- вес - 5,7кг.

При проведении глубинных исследований используются, как правило, лебедки с механизированным (механические, электрическим или гидро-) приводом, установленные на автомашинах повышенной проходимости. Для спуска приборов с местной регистрацией на лебедки АзИНМаш - 8А, АзИНМаш - 8В, ЗУИС, отличающиеся одна от другой только монтажной базой, и станции ЛСГ 1-66. ЛСГ 1-Тр 71, ЛСК - 01 с гидравлическим приводом, а для работы с дистанционными приборами разработаны специальные автоматические промысловые электронные лаборатории: АПЭЛ-66, "АИСТ", ПКК-500 созданы коллективом института "ТатНИПИнефть" и выпускаются Бугульминским заводом нефтеавтоматики; АЭКС-1500; СК-1 выпускаются Мытищинским приборостроительным заводом.

Определение глубины спуска приборов производится при помощи мерительного механизма, состоящего из мерного ролика и соединенного с ним матерчатой передачей счетчика числа оборотов. Мерительный механизм крепится либо на станине лебедки и показания счетчика считываются визуально, либо на устьевой арматуре скважины - в этом случае показания счетчика передаются по специальному кабелю на контрольную панель исследовательской станции.

Каротажный кабель, спускаемый в скважину, под действием собственного веса, веса прибора, в результате раскручивания, влияния температуры измеряемой среды растягивается и удлиняется. Поэтому показания мерительного счетчика могут не соответствовать действительному положению прибора в стволе скважины. Для более точного определения этого положения служат магнитные метки, наносимые через определенные равные промежутки на кабель. Для считывания магнитных меток служит специальный датчик, устанавливаемый, как правило, на мерном ролике.

Очень часто дистанционные комбинированные глубинные приборы имеют один из датчиков, так называемый, локатор муфт (локатор сплошности), позволяющий регистрировать муфты обсадных труб и НКТ, перфорационные отверстия и другие неоднородности металлической природы. Наличие локатора муфт позволяет корректировать все производимые измерения относительно перфорации обсадных труб, что значительно повышает качество и точность исследований.

Наиболее точно определение глубины спуска прибора в скважину производится при использовании метода гамма-каротажа. Для этого глубинный прибор должен иметь датчик ГК, показания которого регистрируются параллельно с другими измеряемыми параметрами и используются при расшифровке материалов исследования.

Измерения на устье скважины проводятся с целью контроля за положением уровня жидкости в затрубном пространстве и определения динамических нагрузок, испытываемых при эксплуатации ШГН. Эти измерения позволяют оценить техническое состояние глубинно-насосного оборудования и правильность его подбора. При известных составе и плотности жидкости в стволе скважины, пересчет измеренных уровней дает величины забойных и пластовых давлений.

Для определения динамических и статических уровней в скважинах применяются, в основном, звукометрические методы, основанные на измерении времени прохождения звукового импульса от уровня и обратно. Различные приборы применяемые при звукометрии скважин, представляют собой индикаторы, отмечающие моменты посылки и прихода звукового импульса.

При измерении уровня жидкости в скважинах с избыточным давлением в затрубном пространстве применяется метод волнометрирования. К затрубной задвижке герметично присоединяется специальное устройство - волномер, в составе которого имеются:

- воздушный клапан,

- акустический датчик,

- технический манометр.

Акустический импульс создается кратковременным выпусканием газа из затрубного пространства в атмосферу через воздушный клапан, давление газа контролируется манометром.

В том случае, когда давление газа в затрубном пространстве скважины близко к атмосферному, применяется метод эхометрирования.

Вместо воздушного клапана на волномер устанавливается возбудитель акустического импульса: предварительно заполненный насосом или от воздушного компрессора металлический контейнер, пневматические хлопушки различных конструкций, резиновый мяч или резиновая медицинская "груша" и так далее.

Электрические сигналы акустического датчика фиксируются вторичной аппаратурой: в виде всплесков на диаграммной или термочувствительной ленте, на световом табло, или в электронной памяти, и используется для определения до уровня жидкости.

Динамографирование является основным методом контроля за состоянием глубинно-насосного оборудования скважин, эксплуатируемых штанговыми насосами (ШГН). Динамографирование осуществляется с помощью различных типов динамографов, подразделяющихся по принципу действия преобразующего устройства на гидравлические, механические и электронные.

Измерение нагрузок на полированном штоке возможно двумя способами:-

- для количественного динамометрического анализа - необходимы данные высокой степени точности, которые можно получить с помощью стационарного комбинированного датчика, измеряющего механическое напряжение; он устанавливается между траверсами канатной подвески исследуемой скважины;

- для получения качественной информации, позволяющей судить об эффективности работы насоса и выявлять(диагностировать) некоторые неисправности подземного оборудования, используется С-образный облегченный датчик - струбцина, прикрепленный к полированному штоку при помощи зажима; такой датчик называется накладным и замеряет изменение диаметра полированного штока. К таким приборам относится МИКОН-101-07, которые предназначены для оперативного контроля работы штанговых глубинных насосов (ШГН) и позволяют решить следующие задачи:

- произвести оперативную диагностику работы подземного оборудования (утечки в клапанах и трубах, коэффициент заполнения глубинного насоса, посадка плунжера и др.)

- обеспечить оперативный контроль динамограммы в рабочем состоянии при выводе ШГН на режим;

- вычислить плановый дебит скважины .

Обеспечивает:

- визуальный просмотр зарегистрированных динамограмм на экране блока регистрации;

-возможность распечатки на микропринтере;

- перенос зарегистрированных данных в базу данных на персональном компьютере;

-сохранность зарегистрированных динамограмм при отключении батарей питания.

В состав динамографов входит универсальный блок регистрации, который может использоваться как с динамографом так и с эхолотом.

Микропроцессорный блок регистрации БР-21Г собирается с применением комплектующих фирм мира, специализирующихся на изготовлении микропроцессоров. Предназначен для регистрации, обработки и хранения эхограмм и динамограмм. Данный блок регистрации позволяет просматривать зарегистрированные эхограммы и динамограммы непосредственно на скважине. При этом он легкий (вес - 0,6кг) и компактный (габариты - 210х 100х210мм).

В нефтепромысловой практике большое распространение получили электронные системы диагностирования механизированных скважин. Они позволяют производить следующие виды исследований:

- определение уровня жидкости в скважине;

- измерение величины затрубного давления;

- снятие рабочих динамограмм;

-тест клапанов глубинного насоса и контроль утечек;

- потребление электроэнергии;

- формирование и энергонезависимое хранение отчета о проведенных исследованиях;

- построение и графическое отображение снятых динамограмм и эхограмм на экране дисплея;

- ввод отчетов в персональный компьютер с целью их дальнейшей обработки.

Наличие в составе электронных систем персональных компьютеров типа "Notebook" или микропроцессоров, дает возможность проводить полную обработку информации в полевых условиях с выдачей рекомендаций по оптимизации режима эксплуатации скважин.

Эхолот МИКОН-101-01 предназначен для определения уровня жидкости и измерения величины давления в затрубном пространстве нефтяных скважин. Этот прибор позволяет решить следующие задачи

- контроль статического и динамического уровня жидкости в нефтедобывающих скважинах;

- регистрация кривых падения и восстановления уровня;

- автоматическое измерение давления в затрубном пространстве;

- определение наличия и расположения парафиновых пробок по эхограмме;

- запись зарегистрированной эхограммы в энергонезависимую память блока регистрации, а затем перенос на компьютер;

- обработка введенных данных на компьютере, формирование и вывод отчетов на принтер.

Основные возможности прибора:

· визуальный просмотр зарегистрированных эхограмм непосредственно на скважине;

· ввод и энергонезависимое хранение в блоке регистрации таблицы

· зависимости скорости распространения акустических сигналов от величины затрубного давления;

· наличие энергонезависимого таймера-календаря реального времени в блоке регистрации;

· информация, зарегистрированная эхолотом, сохраняется в энергонезависимой памяти блока регистрации и не будет потеряна при отключении батареи питания.

Комплекс эхолот + динамограф МИКОН -101-00 предназначен для определения уровня жидкости и измерения величины давления в затрубном пространстве нефтяных скважин, а так же для оперативного динамометрического контроля работы скважин с ШГН. Этот прибор позволяет решить следующие задачи:

-контролировать статический и динамический уровень жидкости в нефтедобывающих скважинах;

- производить регистрацию кривых падения и восстановления уровня;

- измерять давление в затрубном пространстве;

- определять наличие и расположение парафиновых пробок по эхограмме;

- производить оперативную диагностику работы подземного оборудования;

- вычислять плановый дебит скважины;

- записывать зарегистрированные динамограммы и эхограммы в энергонезависимую память блока регистрации а затем переносить на компьютер;

- обрабатывать введенные данные на компьютере, формировать и выводить отчет на принтер со всей сопутствующей информацией;

- строить теоретическую динамограмму по данным на скважину.

Также широкое распространение получили приборы МИКОН-107 (электронный манометр-термометр), предназначен для регистрации изменения во времени значений давления и температуры по стволу скважины и (или) любой его точки, например, на забое при снятии кривой постановления значения давления. Данные из манометра считываются в компьютер через стандартный последовательный порт RS 232. После этого данные обрабатываются на компьютере и могут быть распечатаны на принтере в графической и текстовой формах. Информация, зарегистрированная манометром сохраняется в энергонезависимой памяти и не будет потеряна при отключении батареи питания.