22. Основные задачи, решаемые при проектировании эксплуатационных скважин штанговыми насосными установками.

При проектировании эксплуатации скважин и установлении оптимального режима работы оборудования необходимо:1)выбрать насосную установку и режим ее работы, обеспечивающие заданный плановый отбор жидкости при оптимальных технологических и техникоэкономических показателях эксплуатации; 2)определить максимальный отбор жидкости (нефти) из скважины посредством существующего насосного оборудования, если технологическая норма отбора жидкости заведомо превышает производительность насосной установки. Следует учитывать особенности данной скважины, к которым относятся, в частности, состав и свойства откачиваемой продукции, наличие в ней песка, парафина, веществ, вызывающих усиленную коррозию оборудования, кривизна скважины и т. д. 3) выбирать типоразмер и режим работы насосной установки целесообразно, исходя из оптимального значения выбранного технико-экономического критерия, например, минимума приведенных затрат на подъем нефти из скважины при безусловном выполнении государственного плана добычи нефти данным предприятием. При проектировании эксплуатации скважины насосным способом выбирают: типоразмеры станка-качалки и электродвигателя, тип и диаметр скважинного насоса, конструкцию колонны подъемных труб. Рассчитывают следующие параметры: глубину спуска насоса, режим откачки, т. е. длину хода и число качаний, конструкцию штанговой колонны.Для осложненных условий эксплуатации подбирают дополнительное оборудование (газовые и песочные якори, компенсаторы веса штанг, скребки, утяжеленный низ штанговой колонны и др.).Для каждого варианта компоновки оборудования и режима его работы необходимо рассчитать: давление на приеме и на выходе насоса; коэффициент сепарации газа на приеме насоса и потери давления в клапанных узлах; коэффициенты наполнения насоса и подачи установки; экстремальные нагрузки и приведенное напряжение в точке подвеса штанг и максимальный крутящий момент на валу редуктора;расход энергии, к. п. д. установки и требуемую мощность электродвигателя; вероятную частоту обрывов штанг и межремонтный период работы установки в целом; капитальные затраты на установку, условную себестоимость подъема нефти и условные приведенные затраты в части, зависящей от выбранной компоновки насосного оборудования и режима его работы.

23. Сущность методов освоения скважин свабированием, компрессированием, заменой скважинной жидкости, условия применения, преимущества и недостатки. Свабирование- суть: уменьшение уровня жидкости , заключается в том что подъём из скважины производится с помощью желонки, который вводит сваб и вытесняет жидкость на поверхность. Спущена НКТ, оборудовано устье, спускаем сваб диаметром 125 мм, выводится жидкость из скважины, за несколько приёмов снижается уровень и депрессия на пласт. Работу прекращают при полном извлечении жидкости на из скважины или при начавшемся пласт. флюида. «+»не требует дополнительного громосткого оборудования и позволяет длительно ориентировать пласт. «-»обрыв каната, заклинивание сваба, вероятность загрязнения окружающей среды, искрообразование. Компрессирование- уровень жидкости в скважине снижают за счёт вытеснения её газом, закачиваемым компрессором, в затрубное пространство между обсадной колонной и колонной НКТ. + при эксплуатации фонтанным и газлифтным способом; рационально применять в зимнее время года, т.к. используется газ(УВ, азот ,углекислый газ). «-» воздух +HS=взрыв. В результате нагнетания в скважину азота уровень жидкости в скважине падает и снижается давление забойное. При компрессорном способе вызова притока в скважину должны быть спущены НКТ и устье оборудовано фонтанной арматурой, газ нагнетается с помощью передвижного компрессора. Колонна НКТ должна иметь пусковые отверстия или клапаны, при малой глубине клапаны не устанавливаются. При нагнетании, давление на устье должно быть меньше давления опрессовки эксплуатационной колонны. В процессе закачки газа в затрубное пространство уровень жидкости оттесняется до глубины установки клапана. Газ из-за трубного пространства заходит в колонну НКТ, газирует там жидкость и выбрасывает её на поверхность. Если происходит резкий выброс то её поток направляется через штуцерную камеру, последовательно происходит снижение уровня жидкости. «+»очистка ПЗП «-» разрушение пласта. Замена жидкости ( 1)аэрация, 2)использование пен) 1)Заключается в обратной промывке скважины газожидкостной смесью. В скважину спускают колонну НКТ , устье оборудуют фонтанной арматурой. Для приготовления гжс компрессорную установку обвязывают со скважинной установкой обратного клапана и через аэратор обвязывают насосную установку;сначала скважину промывают с ПАВ ,затем подают азот, для лучшей аэрации жидкости Р подачи азота должно быть на 3-5 атм больше чем Р подачи жидкости. «+» плавное снижение давления «-» не применяется при установленном фонтанировании. Пена- устойчивая гсж система стабильность ей придаёт ПАВ(сульфанол,ОП-10) плотность 0,1-0,9г/см³ «+» Способствует очистке ПЗП; высокая фазовая проницаемость породы для нефти; сама пена легко удаляется со стенок труб, обладает вязкопластичными и упругими св-ми, оказывает влияние на результаты вызова притока. После полной замены пены, необходимо приступить к закачке пены с меньшей плотностью, но по круговой циркуляции и через затрубное пространство. «-» Р=10-15 МПа-нарушение герметичности пространства; прорыв пластовых вод и подошвенных вод.

24. Сущность методов освоения тартанием и компрессированием, условия применения, преимущества и недостатки. Компрессирование- уровень жидкости в скважине снижают за счёт вытеснения её газом, закачиваемым компрессором, в затрубное пространство между обсадной колонной и колонной НКТ. + при эксплуатации фонтанным и газлифтным способом; рационально применять в зимнее время года, т.к. используется газ(УВ, азот ,углекислый газ). В результате нагнетания в скважину азота уровень жидкости в скважине падает и снижается давление забойное. При компрессорном способе вызова притока в скважину должны быть спущены НКТ и устье оборудовано фонтанной арматурой, газ нагнетается с помощью передвижного компрессора. Колонна НКТ должна иметь пусковые отверстия или клапаны, при малой глубине клапаны не устанавливаются. При нагнетании, давление на устье должно быть меньше давления опрессовки эксплуатационной колонны. В процессе закачки газа в затрубное пространство уровень жидкости оттесняется до глубины установки клапана. Газ из-за трубного пространства заходит в колонну НКТ, газирует там жидкость и выбрасывает её на поверхность. Если происходит резкий выброс то её поток направляется через штуцерную камеру, последовательно происходит снижение уровня жидкости2)Метод газовых подушек-при использовании компрессоров низкого давления.сначала газ закачивается в затрубное пространство ,затем порция газа насосными агрегатами продавливается жидкостью до уровня необходимого для создания расчётной депрессии на пласт .Скорость закачки и продавки газовой подушки должна быть такой ,чтобы пузырьки газа не успевали всплывать,затем закачку прекращают ,затрубное пространство открывают и жидкость выбрасывается расширяющимся газом. Уровень жидкости в НКТ и межтрубном пространстве выравнивается и давление на забое становится ниже пластового что может вызвать приток из пласта. 3)Тортание—снижение уровня жидкости в скважине предпологает использование желонки(труба длинной 10-15м с тарельчатым клапаном в днище)При спуске по уровень клапан откр. И желонка заполняется пластовой жидкостью . У устья находится емкость в которую сливается жидкость при каждом подъёме.Последовательными откачками снижаем уровень.