1. 2.2 Эксплуатация скважин установками штанговых насосов.

2. При эксплуатации скважин ШСН максимально возможный дебит обеспечивают определенным сочетанием параметров эксплуатации оборудования и геолого-технической характеристики скважины. Подача ШСН при прочих равных условиях в основном зависит от его диаметра. Прочность материала колонны выбора станка-качалки с необходимой грузоподъемностью, в зависимости от задачи может входить в число известных или искомых параметров. Конструкцию колонны штанг и допустимую нагрузку определяют известными методами исходя из допустимого приведенного напряжения в наиболее опасном сечении штанг каждой ступени.

3. 

4. Рисунок 2.2.1 Зависимость подачи Рисунок 2.2.2 Зависимость дебита

5. штангового насоса от его диаметра жидкости от диаметра насоса.

6. при максимально допустимой на -

7. грузке на колонну штанг для сква-

8. жин с различным коэффициентом

9. продуктивности.

10. 1, 2, 3 – коэффициент продуктив-

11. ности равен соответственно

12. 1;5,10/(сут-МПа) Рассмотрим случаи, когда колонна штанг нагружена до допустимого предела. Малый дебит скважины при небольших диаметрах насоса (рис 2.2.1., кривые 2, 3) связан с недостаточной его подачей, а снижение дебита с увеличением диаметра (кривая 2) вызвано уменьшением глубины погружения насоса под динамический уровень и соответствующим уменьшением коэффициента подачи. В качестве оптимального выбирается диаметр насоса, который в условиях эксплуатации данной скважины обеспечивает максимальный дебит. Если отбор жидкости из скважины ограничен, за критерий оптимизации принимают минимальную нагрузку на колонну штанг. Соблюдение этого условия обеспечивает минимальные эксплуатационные затраты из-за удлинения межремонтного периода эксплуатации оборудования. Схематично решение этой задачи показано на рис. 2.2.2 Заданный дебит скважины обеспечивается насосами, численные значения диаметров которых находятся в проекции на горизонтальную ось отрезка АВ между точками пересечения кривой1 и линии2. Кривая 1 соответствует подаче насоса при максимально допустимой нагрузке на штанге, но между точками А и В подача насоса по кривой 1 выше заданного дебита (кривая 2). Поэтому для снижения ее до заданной необходимо уменьшить глубину подвески, причем неодинаково для различных диаметров насосов.

Пропорционально уменьшению подвески снижается нагрузка на колонну штанг. Из числа насосов, обеспечивающих заданный дебит скважины, выбирается тот, при котором нагрузка на колонну штанг будет минимальной. При длительной эксплуатации штангового насоса вследствие износа трущихся узлов подача его снижается. Допустимую степень снижения подачи насоса определяют экономическими критериями. Известно, что срок службы штангового скважинного насоса при добыче неньютоновских нефтей больше, чем ньютоновских. Это объясняют хорошими смазывающими свойствами неньютоновских нефтей. Следует отметить, что увеличение срока работы насоса при этом можно объяснить созданием благоприятных условий для подъема песка в насосной трубе и уменьшением утечки через зазор между плунжером и цилиндром.

Последовательное включение скважинных, насосных систем может способствовать увеличению межремонтного периода работы скважины. Для этого в скважину спускают одновременно два насоса, работающих поочередно (рис.2.2.3).

Во время работы верхнего рабочего насоса 1 всасывание нефти происходит через отверстия подвижного поршня 6 и приемного клапана 4. После выхода из строя верхнего рабочего насоса 1 его плунжер опускают в нижнюю мертвую точку, где ловитель 2

соединяется ниппелем 3, установленным на приемном клапане рабочего насоса. Далее плунжер поднимают в верхнюю мертвую точку при помощи нижнего плунжера 9 шток 7 перемещается вверх, где упругое кольцо 5 входит в круглую канавку поршня 6. Герметичность внутренней полости насоса достигается при помощи резиновых уплотнителей 8. После соединения двух плунжеров верхний насос 1 переходит в холостое, а нижний—в рабочее положение. При этом вязкопластическая смесь, которой заполняют внутреннюю камеру нижнего насоса до спуска в скважину для предупреждения осаждения песка во время работы верхнего насоса, постепенно удаляется из камеры нижнего насоса Известно, что при добыче нефти на отдельных морских основаниях для замены изношенного насоса требуется определенное время, которое зависит также от метеорологических условий. При последовательном включении штанговых насосных систем в работу оператор за короткое время может переключить скважину на другой насос, увеличивая межремонтный период скважины и сокращая ее вынужденный простой. В проектах комплексного обустройства новых нефтяных месторождений оборудование для подъема жидкостей, а также энергетические и технологические мощности транспортирования и подготовки нефти рассчитывают и подбирают исходя из опыта эксплуатации старых (обводнившихся) месторождений и результатов лабораторных исследований свойств искусственных эмульсий. При этом неизбежны существенные ошибки в оценке свойств эмульсий, получаемых в различного типа мешалках, так как смоделировать с достаточной точностью процесс эмульгирования жидкостей в скважинах с их помощью невозможно. Поэтому оценку свойств эмульсий (дисперсность, агрегативная и кинетическая устойчивость, вязкость, количество необходимого реагента для обработки и т.д. ) целесообразно проводить непосредственно на скважинах вводимого в разработку месторождения. Для этого в безводную нефтяную скважину через затрубное пространство подливают пластовую воду той же залежи (или имитирующую ее), которая, смешиваясь с газонасыщенной нефтью, образует на приеме насоса (в трубах) газоводяную смесь. По мере ее движения через насос и далее в насосных трубах происходит естественный процесс диспергирования и образования эмульсионной системы, аналогичный образованию подобных эмульсий в обводнившихсяскважинах. Необходимая обводненность получаемой искусственной водогазонефтяной эмульсионной системы регулируется количеством (расходом) подливаемой воды. После того как содержание воды в эмульгированной системе становится постоянным (что свидетельствует о наступлении установившегося режима работы пласта и скважины), на устье отбирают известными способами пробы газоводонефтяной эмульсии для анализа структуры и определения ее свойств. Вязкостные свойства эмульсий определяют по гидродинамическим нагрузкам на оборудование. Если скважина оборудована штанговым насосом, нагрузки измеряют динамографом, если УЦЭН, а также фонтанной или газлифтной установкой, - по росту перепада давления в подъемных трубах. При таком исследовании неизбежно некоторое снижение дебита скважины по нефти, так как подлив воды приводит к уменьшению депрессии на пласт. Однако с помощью подлива можно исследовать практически весь интервал обводненности продукции пласта, выявить условия обращения фаз эмульсий при достижении определенного водосодержания для конкретных условий эксплуатации скважин и т.д. Характеристики искусственных эмульсий (устойчивость, состав, свойства бронирующих оболочек природных стабилизаторов и т. п.) практически полностью идентичны характеристикам естественных промысловых эмульсий. Кроме того, использование метода оценки свойств эмульсий на скважинах, эксплуатируемых различными способами, позволит выявить наиболее перспективные схемы эксплуатации скважин на различных этапах разработки месторождения