Смазочные материалы применяемые при СПО
https://mirsmazok.ru/press/102.html
https://www.rusma-spb.ru/wp-content/uploads/2013/02/RUKOVODSTVO-po-primeneniyu-smazok-rez-bovy-h.pdf
https://www.nntu.ru/RUS/fakyl/VECH/metod/posobie/s6_6.htm
Как предотвратить отрицательное влияние капиллярных сил, возникающих на границе раздела фаз ЖГ – пластовая жидкость.
1.3.1. С целью предотвращения отрицательного влияния капиллярных сил, возникающих на границе раздела фаз при контакте ЖГ на водной основе с пластовой углеводородной жидкостью необходима обработка ЖГ соответствующими ПАВ. Обработке следует подвергать жидкости при глушении скважин с низкой проницаемостью продуктивных пластов (менее 50 мД).
1.3.2. При выборе ПАВ следует руководствоваться следующим:
- межфазное натяжение на границе раздела фаз ЖГ – пластовый флюид должно быть минимальным и не превышать 7 - 10 мН/м;
- ПАВ должны обладать способностью гидрофобизации поверхности поровых каналов призабойной зоны пласта;
- в рассолах следует использовать неионогенные и (или) катионные ПАВ или их композиции.
1.3.3. Выбор ПАВ для ЖГ с содержанием твердой фазы следует производить в соответствии с разделом 6 РД 39-0147009-510-85 "Руководство по предупреждению загрязнения нефтенасыщенных пластов".
Выбор ПАВ для ЖГ без твердой фазы на основе рассолов следует производить в соответствии в РД 39-14/02-005-90 "Инструкция по технологии приготовления и применения жидкостей без твердой фазы с регулируемыми свойствами, сохраняющих коллекторские свойства пластов, для сложных условий глушения, в том числе на основе тяжелых жидкостей".
1.3.4. Для ЖГ без твердой фазы на водной основе рекомендуется добавление композиции неионогенного и катионоактивного ПАВ при их соотношении 1:10 и содержании последнего 0,1 - 0,2% масс. Рабочие концентрации ПАВ должны уточняться в лабораторных условиях.
3-14) Как процессы эксплуатации, снижают нефтеотдачу и ухудшают приток к ПЗП.
4-6) Где должен находиться негерметичный участок ЭК перед окончательным этапом диагностики.
5-7)Отличаются ли плотность жидкости при восходящем и нисходящем потоке.
6-22)Как определить коэффициент подачи насоса
При перемещении плунжера вверх на величину его хода Sn вытесняется объем жидкости
где F - площадь сечения плунжера (или цилиндра насоса); f - площадь сечения штанг.
При перемещении плунжера вниз на ту же величину Sп вытесняется дополнительный объем жидкости, равный
За полный (двойной) ход плунжера подача насоса равна сумме подач за ход вверх и ход вниз:
Если плунжер делает n ходов в минуту, то минутная подача будет равна (qn). Умножая на число минут в сутки, получим суточную подачу в объемных единицах
Между плунжером и точкой подвеса штанг, т. е. головкой балансира, от которого плунжеру передается возвратно-поступательное движение, находится длинная колонна штанг, которую необходимо рассматривать как упругий стержень. Поэтому движение плунжера ни по амплитуде, ни по фазе не совпадает с движением точки подвеса. Другими словами, ход плунжера Sп не равен ходу точки подвеса S. Действительный ход плунжера не поддается прямому измерению. Ход точки подвеса поддается измерению и бывает известен из паспортной характеристики станка-качалки.
Поэтому в формулу (10.1) вместо Sп подставляют S, при этом получается так называемая теоретическая подача ШСН
Действительная подача Qд, замеренная на поверхности после сепарации и охлаждения нефти, как правило, меньше теоретической (за исключением насосных скважин с периодическими фонтанными проявлениями) в силу целого ряда причин. Отношение Qд к Qт называют коэффициентом подачи насоса, который учитывает все возможные факторы, отрицательно влияющие на подачу ШСН. Таким образом, коэффициент подачи
Теоретическую подачу глубинного насоса за один двойной ход плунжера (вверх и вниз) можно определить по формуле: Qтеор= L*S*n, где L- длина хода плунжера, м; S - площадь поперечного сечения плунжера, м; n- число качаний балансира в минуту.
Это минутная подача.Длина хода плунжера равна длине хода полированного штока, и учитывая что в сутках 1440 минут, то суточная теоретическая подача: Qтеор = 1440* L*S*n