Повышение эффективности исследования скважин с ШСНУ на Вахском месторождении-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтегазодо

Повышение эффективности исследования скважин с ШСНУ на Вахском месторождении-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтегазодобычи
ВВЕДЕНИЕ

Для разработки эксплуатационного объекта с высокими технико-экономическими показателями требуется детально знать все свойства этого объекта, которые могут повлиять на технологический процесс извлечения нефти или газа.
Изучение характеристики залежей начинается сразу же после их от-крытия. Одна из главных целей исследований в начальный период заключа-ется в получении информации, необходимой для подсчета запасов нефти и газа. Для этого в первую очередь ведут работы по выявлению границ пласта по площади и разрезу вскрытых отложений и распространения его общей эффективности нефтенасыщенной толщины. Далее определяют свойства по-род-коллекторов и их нефтегазонасыщенность, а также изменение этих свойств по объему пласта. Такие сведения получают в основном путем иссле-дования большого количества образцов пород (кернов), отбираемых на раз-ведочных скважинах. По полученным данным устанавливают общий объем нефти и газа, заключенных в коллекторе или, так называемые, геологические запасы.
Для оценки извлекаемых запасов залежи, т. е. тех запасов, которые при современной технологии нефтегазодобычи можно извлечь из пласта, необхо-димо провести исследования по определению коэффициента нефтеотдачи плата. Этот показатель является наиболее важным при окончательном опре-делении эффективности разработки месторождения.
Для оценки промышленного значения залежи, кроме геологических и извлекаемых запасов важно знать еще товарные качества нефти и газа, а так-же свойства залежей, определяющие производительность скважин, толщину и проницаемость пласта, вязкость жидкости в пластовых условиях и др.
После того, как установлены промышленные запасы нефти или газа и принято решение о вводе залежи в промышленную эксплуатацию, присту-пают к составлению технологической схемы или проекта разработки залежи.
Для этой цели, кроме той информации, которая уже имеется и исполь-зована в подсчете запасов, необходим комплекс данных об изменении гидро-динамических характеристик пласта по площади залежи и в законтурной об-ласти, о продуктивности пласта в целом и отдельных его интервалов в раз-личных частях залежи, об эффективности применяемых способов вскрытия пласта и перфорации скважин, об условиях работы скважин и др.
В процессе промышленной эксплуатации скважин их исследуют глав-ным образом с целью уточнения гидродинамических характеристик пластов, выявления действительной технологической эффективности отдельных эле-ментов принятой системы разработки (система поддержания пластового дав-ления, схема расположения скважин, принятый способ вскрытия пластов, способ эксплуатации скважин и др.) и определения эффективности проводи-мых мероприятий по повышению производительности добывающих сква-жин.
Системы контроля разработки конкретного объекта зависят от его гео-лого-физических особенностей и от принятой системы разработки и во всех случаях должны обеспечить решение следующих задач.
1. Контроль выработки запасов нефти путем учета продукции добывающих скважин (нефть, нефтяной газ, вода) и объема закачивае-мых рабочих агентов (вода, пар, углекислота и др.) в нагнетательные скважины; определение положения границ внедрения вытесняющего агента, изменения ВНК и ГНК; изучение текущей и остаточной нефте-насыщенности пластов.
Полученные данные используют для определения охвата залежей нагнетанием рабочих агентов и обводнением, для оценки полноты вы-теснения нефти из пластов.
2. Контроль эксплуатационных характеристик платов и энерге-тического состояния залежи путем исследования профиля притока (по-глощение) для определения работающих интервалов продуктивных пластов (охвата разработкой), определения пластового давления по вскрытому разрезу, забойного и устьевого давлений (буферного и в затрубном пространстве), установления пластовой температуры и фи-зико-химических свойств добываемых жидкостей и газов в пластовых и поверхностных условиях.
Полученные данные позволяют:
• выявить текущее распределение коэффициентов продуктивности (приемистости) и степень гидродинамического совершенства сква-жин для всего вскрытого разреза и отдельных его интервалов;
• изучать распределение текущей гидропроводности продуктивных пластов;
• производить количественную оценку утечек нагнетаемого рабочего агента в законтурную область залежи или в другие близлежащие пласты;
• изучать взаимодействие эксплуатируемого продуктивного пласта с соседними по разрезу, выявлять наличие и интенсивность перетоков жидкости и газа между продуктивными пластами разрабатываемого объекта.
3. Контроль технического состояния скважин и работы технологиче-ского оборудования. В ряде случаев системы контроля должны преду-сматривать и решение задач по выявлению условий выпадения пара-фина и солей в пластах в призабойной зоне и в скважине; определение характеристик трещинноватости пластов и др.
2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Состояние разработки месторождения

Вахское нефтяное месторождение открыто в 1965 г, относится к круп-ным. На его территории выделено четыре площади. Освоение основной, Вахской, начато в 1976 г, остальных значительно позднее (Восточно-Вахская – с 1985 г, Северо-Вахская – с 1987 г, Кошильская – с 1992 г) в со-ответствии с результатами поэтапной их доразведки и материально-техническими возможностями АО "Томскнефть".
Реализация системы разработки произведена с соответствии с решени-ями техсхемы 1976г..
По итогам первых лет работы на месторождении в 1980 г. произведено разукрупнение объекта Ю11+3, на два (Ю11 и Ю12+3) с самостоятельными сет-ками скважин.
По мере уточнения строения залежей нефти Ю11, Ю12+3, Ю2 на площа-дях, прилегающих к Вахской, эпизодически (1983г, 1987г.) составлялись дополнительные записки к техсхеме [2, 3], и в 1991 г. – уточненная техсхема [ 4 ]. В последней техсхеме даны проектные решения для всего месторожде-ния, где на тот период состояло на балансе ВГФ 116,6 млн. т. извлекаемых запасов нефти, из них в пластах Ю11 и Ю12+3 – 96,1 %, остальные – в пластах Ю2, нефтенасыщенных в пределах Северо-Вахской и Восточно-Вахской площадей.
В соответствии с проектом в пределах разбуренной части объекта Ю1 решено перейти от площадной к блочно-замкнутой трехрядной системе рас-становки скважин; фактическая плотность сетки составила 600 х 600 м. В пределах северной неосвоенной части месторождения скважины на каждый из объектов Ю11 и Ю12+3 размещены (со смещением на пол сетки) по трех-рядной блоковой системе, сетка 500 х 500 м. с переходом впоследствии на очагово-избирательную систему.
В границах запасов категорий В+С1 размещено 2167 скважин основ-ного фонда, из них 1233 скважины (56,9 %) для бурения, кроме того, 110 скважин резервных и 135 дублеров.
Максимальный уровень добычи нефти 2937 тыс. т. (темп отбора 2,4%) определен на 1999 г., но судя по результатам бурения скважин на Кошиль-ской площади, запасы категории С1 не подтверждаются и, соответственно, подлежат уменьшению как утвержденный проектный фонд, так и проектный максимальный отбор нефти. Пока объемы неподтвержденных запасов точно не определены, поэтому, принимая во внимание распределение по площадям оставшегося проектного фонда (1020 скважин – 47,1%), а также снижение темпов освоения, в соответствии с ухудшением материально-технического состояния предприятий, можно считать, что ранее достигнутый максималь-ный отбор нефти (2,618 тыс. т.) не будет превышен.
В ретроспективе максимальные отборы нефти по месторождению достигались в период 1986-1991 г.г.: 2,618 млн. т. (1987 г.) – 2,515 млн. т. (1990 г.), затем началось резкое падение добычи до 2,175 млн. т в 1991 г; последующее небольшое увеличение добычи до 2,307 млн. т. в 1993 г. обу-словлены эффективными работами по ГРП на низкопродуктивных скважи-нах. Этот фактор совместно с выводом в бездействие высокообводненных скважин обусловил снижение обводненности продукции с 43 % до 30 % в 1993-1994 г.г. Однако с 1998 г. снова наметилась тенденция роста обводнен-ности продукции.
В 2004 г. добыча нефти по месторождению составила 2,021 млн. т., по состоянию на 1.01.05 г. накопленный отбор нефти составил 39,237 млн. т. или 32,97 % от утвержденных извлекаемых запасов категории В+С1. Теку-щий коэффициент нефтеизвлечения – 0,13. Согласно отчетности, объем за-качки в полной мере компенсирует отбор жидкости. Оставшийся проектный фонд преимущественно (71 %) размещен на Кошильской площади, а также на краевых частях Вахской, Восточно-Вахской и Северо-Вахской площадях. К настоящему времени в наибольшей мере освоены запасы Вахской площа-ди; здесь размещено 32 % скважин основного фонда (находится на третьей стадии разработки). За весь период ее эксплуатации (1978-2004 г.г.) отобра-но 26,151 млн. т. нефти, что составляет 66,65 % от накопленной добычи по месторождению, текущий коэффициент нефтеизвлечения – 0,18, значительно ниже утвержденного 0,36.
Обводненность продукции в 2003-2004 г.г. достигала 52-53,5 %; ее последующее снижение до 39 %, в основном, связано с выводом 264 сква-жин (57,3 % от добывающего фонда) в фонд бездействующих, пьезометри-ческих и консервацию.
Нефтяные залежи Восточно-Вахской и Северо-Вахской площадей находятся на второй стадии разработки, т.е. запасы по ним выработаны в значительно меньшей степени, чем по Вахской площади.
По Восточно-Вахской площади накопленный отбор нефти составил 9,379 млн. т. или 54 % от извлекаемых запасов, текущая обводненность продукции 33,91 %.
По Северо-Вахской площади отобрано 3,658 млн. т. или 35,45 % от утвержденных извлекаемых запасов; последние, как уже упоминалось, яв-ляются завышенными; текущая обводненность 35,14 %.
Состояние выработки запасов по объектам в целом согласуется с выше рассмотренным состоянием разработки по площадям.
По объекту Ю11 освоенность проектного фонда составила 57,8%, оста-лось для бурения 398 скважин основного фонда, Накопленный отбор нефти составил 18,24 млн. т. или 55 % от утвержденных извлекаемых запасов. Максимальный отбор нефти 1,68 млн. т. (темп отбора 4,2%) достигнут в 1994-95 г.г., затем наблюдается интенсивное падение добычи до 0,915 млн. т. буквально в течение двух лет; в последующие шесть лет падение добычи замедлилось и в 2004 г. годовой отбор нефти составил 0,7 млн. т.; наиболь-шая обводненность продукции 60 % достигла и 1999 г., которая, ежегодно снижаясь, в 2004 г. составила 47,3 %.
В период максимального отбора нефти средний дебит жидкости со-ставил 41,3 т/сут., который через три года снизился практически вдвое и в 2004 г. составил 21,3 т/сут., что согласуется с периодом максимального обводнения продукции и связывается с влиянием фазовых явлений, вы-водом высокообводненных и, как правило, высокопродуктивных сква-жин, а также разбуриванием менее продуктивных зон Восточно-Вахской и Северо-Вахской площадей.
В период вышеуказанных максимальных отборов нефти эксплуатиро-вались скважины только Вахской площади, которая обеспечила 82 % накоп-ленной добычи по объекту Ю11. Непосредственно от запасов площади ото-брано 55,22 %, коэффициент нефтеизвлечения составил 0,22, текущая об-водненность 67,89 %. По объекту Ю11 остальной части месторождения (Во-сточно - и Северо-Вахская площади) отобрано 80,37 и 29,01 % от извлека-емых запасов нефти, коэффициент нефтеизвлечения 0,32 и 0,1 %, обводнен-ность продукции на конец 2004 г.– 33 и 41 % соответственно.
В соответствии с проектными решениями по объекту Ю11 Восточно-Вахской площади почти сформирована трехрядная блоковая система, кото-рая по остальной части месторождения в начальной стадии формирования. Соотношения нагнетательных и добывающих скважин 1 : 3,7, по действую-щему фонду 1 : 2,8.
Накопленная компенсация отбора жидкости закачкой 128 %. Текущее пластовое давление по добывающим скважинам (действующие и простаива-ющие) составляет 22,5 МПа, что на 0.4 МПа ниже начального. По нагнета-тельным скважинам 22,8 - 30,5 МПа. Динамический уровень скважин меха-низированного фонда около 700 м, т.е. существенных энергетических резер-вов в зоне отбора не отмечается.
Проектный фонд объекта Ю реализован почти наполовину (48,4%), осталось для бурения 533 скважины основного фонда, которые размещены на Северо-Вахской (Кошильская) и Восточно-Вахской площадях.
В эксплуатационном фонде объекта Ю12+3 388 добывающих и 85 нагнетательных скважин, причем по состоянию на 01.01.2005 г. в бездей-ствии находится 36,5 % добывающего и 32,8 % нагнетательного фондов скважин.
За весь период эксплуатации объекта отобрано 17,748 млн. т. нефти (46,2 % добычи по месторождению) или 24 % от утвержденных извлекаемых запасов, текущий коэффициент нефтеизвлечения 0,11, что намного ниже ко-нечного утвержденного 0,32, текущая обводненность продукции 40,5 %. Максимальный уровень 1,634 млн. т. (темп отбора 2,2 %) достигнут в 1998 г. После интенсивного снижения добычи нефти на 700 тыс. т. в течение 1999-02 г.г. в последующем, 2003 г, отмечаются прирост до уровня 1186 тыс. т. и стабилизация в течение 2004 г. Указанное существенное увеличение добычи нефти согласуется с широкомасштабным применением гидравлического раз-рыва пласта (ГРП) на скважинах рассматриваемого объекта. С этой динами-кой согласуется и изменение дебитов жидкости, которые в период макси-мального отбора жидкости составили 19,3 т/сут. И постепенно, одновре-менно с уменьшением действующего фонда (с 330 до 247 скважин), снизи-лись до 14 т/сут. Затем дебит вырос до 16,8 т/сут. (1993 г.)-19,7 т/сут. (1994 г).
Динамика обводнения изменчивая, достигала максимального значения 29 % в начальный период разработки, и после снижения до 16 % к году максимального уровня добычи нефти в последующие годы медленно росла и в 1997 г. составила 34 %. Обводнение преимущественно связано с низкой начальной нефтенасыщенностью пласта, в меньшей мере – с закачкой воды.
По объекту формируется проектная трехрядная блоковая система раз-работки. Соотношение нагнетательных и добывающих скважин 1 : 4, т.е. охват воздействием ниже проектного 1 : 3. Закачка компенсирует отбор жидкости со значительным превышением, накопленная компенсация в тече-ние последних 10 лет составила 143-150 %. В соответствии с исследованиями добывающих скважин Вахской площади, среднее пластовое давление в них на конец 2004 г. составило 22,3 МПа, т.е. не достигло начального 22,9 МПа. Несоответствие с приведенными объемами закачки связывается с возможны-ми заколонными перетоками закачиваемой воды в нагнетательных скважи-нах и поступлением ее в зоны отбора верхнего объекта Ю11. Специальных контрольных исследований (с закачкой меченой жидкости) не проводилось.
Аналогично объекту Ю11 в наибольшей степени освоены запасы нефти объекта Ю12+3 Вахской площади. Здесь отобрано 12,24 млн. т. нефти или 66,15 % от общей добычи по объекту; текущий коэффициент нефтеизвлече-ния 0,16 почти вдвое ниже конечного утвержденного 0,33; средняя (по 2004 г.) обводненность продукции 40,5 %. Последняя в 2001 г. достигала 38 %, последующие изменения в сторону снижения связаны как с уменьшением действующего фонда, так и с работами по ГРП, которые проведены в 36 % от числа (125) действующих скважин на площади. Здесь с начала разработ-ки действовала площадная система воздействия, с 20022 .г начато формиро-вание трехрядной системы в пределах северной и южной части площади.
По Восточно - и Северо-Вахской площадям накопленный отбор нефти составил 6,233 млн. т. или 33,8 % от извлекаемых запасов, при текущем ко-эффициенте нефтеизвлечения 0,15 обводненность продукции составила 34 %. 0бъект Ю12+3 Северо-Вахского района представляется слабо освоенным, пробурено 88 скважин основного фонда, из них 30 – на Кошильской части, которые не эксплуатируются. Временно переведено на эксплуатацию нижне-го объекта Ю22 7 скважин; в действующем фонде объекта Ю12+3 38 скважин.
В течение 2003-04 г.г. силами СП "Вах Фракмастер Сервисиз" прове-дены ГРП в 13 скважинах, это позволило повысить средний дебит жидкости скважин на 4,1 т/сут. или 43 %. Дополнительная добыча нефти за счет ГРП в 1997 г. составила 62,9 тыс. т. или 55,5 % от добычи всех скважин объекта Ю12+3 Северо-Вахской площади.
В соответствии с распространенностью, нефтяные залежи пластов горизонта Ю2 эксплуатируются на Восточно-Вахской и Северо-Вахской площадях. На последней находятся в разработке пласты Ю21 и Ю22, на Во-сточно-Вахской все три пласта Ю2. За весь период эксплуатации из объектов Ю2 отобрано 2512 тыс. т. или 60,86 % от утвержденных извлекаемых запа-сов нефти; текущий коэффициент нефтеизвлечения (0,125) ниже утвержден-ного (0,20), невысокая обводненность продукции 26,8 % свидетельствует о возможности достижения утвержденного коэффициента нефтеизвлечения.
Наибольший отбор нефти 353 тыс. т. получен в 2004 г, при этом об-ращает на себя внимание высокий темп отбора нефти 8,1 %, хотя запасы освоены более чем наполовину, дебиты скважин по нефти (10,4 т/сут.) близ-ки к средним по аналогичным юрским объектам региона. Получение ука-занного высокого темпа отбора нефти связывается с представлением зани-женных извлекаемых запасов нефти.
Освоенные запасы нефти и пробуренный фонд скважин сосредоточены в пласте Ю22. Накопленный отбор нефти по нему составил 1428 тыс. т. или 92 % от всей добычи по Ю2.
По объекту Ю22 формируется трехрядная блоковая система расстанов-ки скважин по сетке 500 х 500 м. По объектам Ю2 проектный основной фонд, состоящий из 185 скважин, реализован практически наполовину (54,3 %). Соотношение действующих нагнетательных и добывающих скважин соот-ветствует проектному 1 : 2. Согласно промысловой отчетности, закачка компенсирует отбор со значительным превышением, накопленная компен-сация равна 190 %. При этом текущее пластовое давление по добывающим скважинам Восточно-Вахской площади составило 20,8 МПа; соответствует начальному только по Северо-Вахской – 22,9 МПа.
Аналогично верхним объектам разработки горизонта Ю1, причины обводнения скважин представляются связанными как с низким начальным нефтенасыщением пласта, так и с поступлением закачиваемых вод. При дей-ствующем фонде 74 скважина почти в половине из них (29 скв.) обводнен-ность составляет 10-50 % и превышает 50 % в 5 скважинах. В динамике до-бычи нефти отмечается интенсивное увеличение отборов с 2003 г; так, в 2004 г. добыча почти вдвое превысила уровень 2002 г. практически при том же действующем фонде скважин и небольшом приросте обводненности продукции. Средний дебит скважин по нефти также возрос на 7 т/сут. или 78 %, что связано с работами по ГРП. Они выполнены в 32 добывающих скважинах или почти в половине эксплуатационного фонда.

5.2 Выводы и предложения

Экономическая эффективность внедрения мероприятий научно – тех-нического прогресса определяется как превышение стоимости оценки ре-зультатов над затратами по внедрению данного мероприятия.
В результате проведения ремонта штангового насоса произошло уве-личение дебита скважины на 9,3 тонны. Рост дебита скважины привел к по-вышению объема добычи нефти на 2786 тонну. Увеличение объема добычи нефти привело к экономии себестоимости одной тонны нефти на 1750,2 руб.
Экономия затрат на добычу нефти позволила получить условно – го-довую экономию от внедрения мероприятия в сумме 9,9 млн. руб. Фактиче-ская сумма прибыли составила 20,7 млн. руб. и превысила сумму прибыли, получаемую до внедрения мероприятия на 15,2 млн. руб.
Удельная прибыль характеризует сумму дохода, приходящуюся на одну тонну нефти и в результате внедрения мероприятия она выросла на 1750,20 руб.
На основании вышеизложенного, можно сделать вывод о экономиче-ской целесообразности проведения ремонта скважины.


ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Широкое распространение гидромеханического динамографа обу-словлено его простотой, оперативным получением первичной информации - динамограммы и возможностью здесь же, на месте, определения основных неисправностей СШНУ или причин недостаточной эффективности работы установки.
К недостаткам данного вида оборудования относятся низкая точность и достоверность информации, субъективность в оценке и расшифровке дина-мограмм, остановка станка-качалки для установки динамографа, большие затраты времени и ручного труда операторов по исследованию скважин, особенно при сложных погодно-климатических условиях, невозможность те-лемеханизации и телеавтоматизации процесса динамометрирования, затруд-нение в сборе и обработке полученной информации с помощью ЭВМ.
В настоящее время в нефтяной промышленности при технической диа-гностике СШНУ широкое распространение получили микропроцессоры.
Существует множество видов оборудования для диагностики и кон-троля за работой ШСНУ на базе микропроцессорных систем.
Так, например, фирма «АТК» (г. Пермь) предлагает систему, состоя-щую из стандартного геликсного динамографа, датчика давления и переме-щения, который соединен со вторичными приборами, предназначенными для хранения и первичной обработки информации, а также для передачи этой информации в ЭВМ для обработки и анализа полученных данных. Фирма поставляет также программное обеспечение, позволяющее определить до 14 параметров системы «пласт — скважина — установка», такие как: динамиче-ский уровень, дебит скважины, нагрузка в точке подвеса колонны штанг, ко-эффициенты подачи и наполнения насоса и некоторые другие. Однако при всех своих достоинствах этот способ динамометрирования имеет свои недо-статки. К ним в первую очередь относиться необходимость остановки станка-качалки для монтажа динамографа, подвеска полированного штока на спе-циальном зажиме, ручной монтаж и демонтаж динамографа между травер-сами канатной подвески станка-качалки, невозможность телемеханизации процесса динамометрирования.
Оценка технического состояния ШСНУ проводится по результатам по-следовательных замеров определенных параметров работы. Система приме-няется не только для диагностики, но и для оптимизации режима работы установок, анализа нагруженности колонны насосных штанг, работы станка-качалки и его уравновешенности.
Компания «ЭХОМЕТР» (США) предлагает комплексную систему ис-следования работы скважин. Для количественного динамометрического ана-лиза необходимы данные высокой степени точности, для получения которых требуется использование калиброванного датчика. Преимущество этой си-стемы состоит в высокой скорости обработки данных компьютером и чув-ствительности к ускорению датчика нагрузки.
Существуют также системы диагностики и других зарубежных фирм.
В последнее время большое количество российских фирм занимается разработкой и внедрением систем диагностики работы скважинных штанго-вых насосов. Среди них необходимо отметить систему диагностики насосных установок СДНУ-ЗМ (разработчик — РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина), аппаратно-программный комплекс динамометрирования скважин «Квантор» (г. Набережные Челны), электронный динамограф MS-117 (фирма Марке-тинг-Сервис, г. Набережные Челны), динамограф СИДДОС (фирма «СИАМ» г. Томск), комплекс диагностики скважин «КДС-П» (ПермНИПИнефть, г. Пермь), комплекс диагностики станков-качалок «Омега» (АОЗТ «Волжское конструкторское бюро», г. Самара) и другие. Практически все они основаны на анализе динамограмм, которые снимаются с помощью тензометрических датчиков нагрузки и датчиков перемещения головки балансира или полиро-ванного штока. Также, как в ранее рассмотренных системах («Дельта-Х», «ЭХОМЕТР», Dynapump), датчики нагрузки могут быть накладными (на полированный шток) или встраиваемые в канатную подвеску станка-качалки. Полученные в результате замеров динамограммы передаются на компьюте-ры по физическим линиям (проводные системы) или по системам радиосвязи. В некоторых конструкциях фирмы «Микон» (г. Набережные Челны) и фир-мы «СИАМ» (г. Томск) микроЭВМ встроена в прибор, совмещенный с дат-чиком нагрузки. В этом случае микроЭВМ оснащена и датчиком акселеро-метром, заменяющим датчик перемещения полированного штока. Обработка динамограммы проводится компьютером по заданной программе. Кроме динамограмм указанные системы могут проводить замеры ваттметрограмм для определения уравновешенности станка-качалки. Некоторые из современ-ных систем диагностики пытаются воссоздать принципы, заложенные в СДНУ-ЗМ в начале 90-х годов XX века: тестирование клапанов скважинного штангового насоса, определение негерметичных интервалов колонны НКТ, использование системы для точного определения действительного дебита насосной установки, построение плунжерной динамограммы с определением нагрузок в штанговой колонне в любом ее сечении.
Кроме отсутствия субъективного подхода к анализу динамограмм и ваттметрограмм, электронные системы диагностики имеют важное преиму-щество, заключающееся в сохранении всех данных по исследованию скважин в хронологическом порядке. Это позволило создавать базы данных на нефтедобывающих предприятиях, которые используются для отслеживания правильности разработки месторождения и движения нефтепромыслового оборудования.