Погружные многоступенчатые центробежные электронасосы применяют для эксплуатации глубоких скважин с низкими уровнями и высокими коэффициентами продуктивности, обычная глубинно-насосная штанговая эксплуатация которых часто нарушается обрывами штанг и другими неполадками при ограничении производительности насосов, а компрессорная эксплуатация неэффективна из-за слишком малых погружений подъемника при больших удельных расходах рабочего агента. Эти насосы весьма целесообразно применять в скважинах, где необходимо осуществлять высокие и формированные отборы жидкости.

Не рекомендуется применять погружные центробежные электронасосы в скважинах:

а) где, в жидкости содержится значительное количество песка, вызывающего быстрый износ рабочих деталей насоса;

б) с большим количеством свободного газа, снижающего производительность насоса.

Повышенное содержание свободного газа приводит к снижению напора, подачи, КПД, а работа насоса становится крайне неустойчивой. С чем сегодня пытаются бороться с помощью установки газосепараторов, различных штуцеров и частотных преобразователей оборотов вращения ПЭД.

Сравнительная технологическая эффективность методов восстановления продуктивности и приемистости скважин

ПРИМЕР

Методика ТАТНИПИнефть расчета технологических показателей РНМ является вероятностно-статистической. Основана на модели слоистого, зонально-неоднородного пласта.В гидродинамических расчетах используется расчетная неоднородность, учитывающая как зональную, так  и послойную неоднородность. Принимается, что пласт тонкими непроницаемыми прослоями разделен на серию пропластков. В пределах каждого слоя выделяются зоны, одинаковые по форме и размерам, но различающиеся по проницаемости, считается, что проницаемость неоднородного пласта по слоям и при переходе от одной зоны к другой изменяется случайным образом. Последнее дает возможность для учета неоднородности продуктивного горизонта широко использовать соотношения и методы теории вероятностей.Зональная неоднородность влияет на отбор нефти из залежи, распределение дебитов скважин, динамику обводнения продукции.

При бурении диаметр долота зависит от конструкции скважины. Если диаметр пробуренной части ствола скважины соответствует диаметру долота или коронки, то его называют номинальным. Однако в породах различной литологии фактический диаметр сква­жины d_c не всегда является номинальным и может быть больше или меньше диаметра долота. Номинальный диаметр d_H отмечается в плотных непроницаемых породах. Увеличение диаметра (d_c/d_в > 1) — образование каверн характерно для глинистых пород и пес­ков, уменьшение (d_c/d_Н < 1) — для пород-коллекторов, в которые проникает фильтрат промывочной жидкости:. Сужение диаметра скважины обусловлено возникновением глинистой корки на стенках скважины в результате фильтрации промывочной жидкости в пласты. Толщина глинистой корки зависит от физико-химических особен­ностей промывочной жидкости, а также и коллекторских свойств пород и может достигать 2—4 см.