WorldodTech

Конструктивно скважинные насосы состоят из цельного цилиндра исполнения ЦБ с всасывающим клапаном, навинченным на нижний конец. На всасывающий клапан навинчен упорный ниппель с конусом. На верхнем конце цилиндра расположен защитный клапан, предотвращающий осаждение песка в цилиндре при остановке насоса.

Внутри цилиндра подвижно установлен плунжер исполнения П1Х с нагнетательным клапаном на нижнем конце и клеткой плунжера на верхнем конце. Клапаны насосов комплектуются парой «седло-шарик» исполнения К или КБ. Для присоединения плунжера насоса к колонне насосных штанг насос снабжен штоком, навинченным на клетку плунжера и закреплённый контргайкой.

В расточке верхнего переводника цилиндра расположен упор. Насос спускается в колонну НКТ на колонне насосных штанг и закрепляется в опоре нижней частью при помощи ниппеля упорного с конусом. Такое закрепление насоса позволяет разгрузить от пульсирующих нагрузок. Это обстоятельство обеспечивает применение его на больших глубинах скважин.

Скважинные насосы исполнения НСН1 предназначены для откачивания из малодебитных, относительно неглубоких скважин маловязкой жидкости с содержанием механических примесей до 1,3 г/л и свободного газа до 10 % по объёму.

Конструктивно скважинные насосы состоят из составного цилиндра исполнения ЦС с седлом конуса на нижнем конце, в конусной расточке которого размещен всасывающий клапан. Внутри цилиндра подвижно расположен плунжер исполнения П1Х с навинченным на нижний конец наконечником, а на верхний конец – нагнетательным клапаном.

На всасывающий клапан навинчен захватный шток, располагающийся внутри плунжера.

Насосы диаметром 29, 32 и 44 мм. снабжены штоком для соединения колонны насосных штанг с плунжером, а у насосов диаметром 57 мм плунжер привинчивается к насосным штангам резьбой на нагнетательном клапане.

Длина хода плунжера насосов исполнения НСН1 составляет 900мм.

Принцип работы насоса НСН1 аналогичен принципу насоса НСВ1, однако цилиндр насоса НСН1 спускается на колонне НКТ, а плунжер с клапанами – на колонне насосных штанг. При подъёме штанг головка захватного штока упирается в наконечник плунжера и обеспечивает извлечение соединенного с ним всасывающего клапана для слива из колонны НКТ.

рис 2.

Процесс бурения скважины.

Скважина 890 заложена согласно технологической схемы разработки терригенной пачки нижнего карбона Турнейского пласта Павловского месторождения утверждённой Центральной комиссией по разработке нефтяных месторождений. Скважина пробурена с целью эксплуатации залежей нефти Павловского месторождения Тунейского пласта.

Описание процесса освоения скважинны.

Устье скважин оборудовано арматурой тип.

ЭТГр БЗ 65х140 №419. Арматура опрессована. Герметична.

25 июня 1989 года в скважине проведена кумулятивная перфорация ПКС-80 в интервале 1476,0-1492,0 м.(-1231,5-1247,5) всего сделано 288 отверстий.

В скважину спущены 73 мм. НКТ до глубины стоп – кольца.

Скважина освоена компрессором.

73 мм. НКТ спущено 154 трубы мерой 1458,45м.

В скважине в интервале перфорации сделана соляно – кислотная обработка с сульфатом аммония. За 2 часа, при Р=100 атм. закачено 12 м3. В процессе обработки давления колебалось от 150 до 90 атм. Скважина освоена компрессором. Получена нефть. Силами ЦНИПРА снята кривая восстановления давления до и после кислотной обработки.

29 августа скважина предана НДУ «Чернушканефть».

Павловка Турнейский пласт.