6.Иследование газлифтных скважин.

• установления режима работы скважины с минимальным расходом нагнетаемого газа;

• снятия индикаторной линии или определения уравнения притока;

• определения глубины ввода газа в лифт;

• снятия профиля притока при эксплуатации многопластового горизонта с помощью скважинных дебитомеров.

7.Системы распределения газа при газлифтной эксплуатации.

Газ подготавливается на КС (отделяются мехпримеси, осушка). Далее подается на Газораспределительный пункт, затем на Газораспределительные батареи, а потом в скважины. Системы бывают Индивидуальные , Лучевые и Кольцевые.

8.Периодическая эксплуатация газлифтных скважин.

При периодическом газлифте определенный объем пластовой жидкости накапливается в скважине выше рабочего клапана, в камере замещения, оборудованной обратным клапаном, а затем рабочий агент быстро подается в затрубное пространство, вытесняя жидкость в трубы, и поступает туда, выбрасывая порцию жидкости на поверхность, после чего поступление рабочего агента прекращается и наступает этап накопления жидкости. При периодическом газлифте обычно применяют специальные устройства, регулирующие подачу рабочего агента с поверхности или в скважине по времени или по давлению на устье или на уровне рабочего клапана. Существуют и комбинированные системы управления.

9.Достоинства газлифтной эксплуатации.

Использование газлифтного способа эксплуатации скважин в общем виде определяется его преимуществами.

1. Возможность отбора больших объемов жидкости практически при всех диаметрах эксплуатационных колонн и форсированного отбора сильнообводненных скважин.

2. Эксплуатация скважин с большим газовым фактором, т.е. использование энергии пластового газа, в том числе и скважин с забойным давлением ниже давления насыщения.

3. Малое влияние профиля ствола скважины на эффективность работы газлифта, что особенно важно для наклонно направленных скважин, т.е. для условий морских месторождений и районов освоения Севера и Сибири.

4. Отсутствие влияния высоких давлений и температуры продукции скважин, а также наличия в ней мехпримесей (песка) на работу скважин.

5. Гибкость и сравнительная простота регулирования режима работы скважин по дебиту.

6. Простота обслуживания и ремонта газлифтных скважин и большой межремонтный период их работы при использова¬нии современного оборудования.

7. Возможность применения одновременной раздельной эксплуатации, эффективной борьбы с коррозией, отложениями солей и парафина, а также простота исследования скважин.

10.Недостатки газлифтной эксплуатации.

Указанным преимуществам могут быть противопоставлены недостатки.

1. Большие начальные капитальные вложения в строительство компрессорных станций.

2. Сравнительно низкий коэффициент полезного действия (КПД) газлифтной системы.

3. Возможность образования стойких эмульсий в процессе подъема продукции скважин.

11. Осложнения при газлифтной эксплуатации : 1. отложения парафина на нкт 2. отложения солей 3. образование гидратных отложений 4. вынос песка из пласта

12.Область применения глубинно насосной эксплуатации. В завис от геол-технич усл примен установки ШГНУ, УЭЦН, ЭВНУ, ГПНУ, УДН, СНУ (струйные установки), ВУ (вибрационные установки)

13.Область применения эксплуатации с ШГНУ

область применения штанговых насосов глубинами до 3200 м при производительности до 20 m³/cym

14.Подземное оборудование ШГНУ

Подземное оборудование включает в себя колонну НКТ, колонну штанг, глубинный насос и, при необходимости, другие элементы (хвостовик, газовый или газопесочный якорь, якорь для фиксации колонны НКТ в обсадной колонне и т.п.).

15. Наземное оборудование ШГНУ Наземное оборудование состоит из станка-качалки, привода, станции управления и устьевой арматуры.

16.Штанговые глубинные насосы.

17.Определение нагрузок на штанги

1.Статические(от веса жидкости и сил трения) 2.Динамические (возникающие от движения больших масс(колонна штанг)) 3.Вибрационные(при откачки вязкой жидкости ) 4.Инерционный(зависят от глубины спуска) 5.Знакопеременные(при откачки газирован.жид.)

18.Производительность ШГНУ

(F-площадь поперечного сечения, S-длина хода плунжера, n-число качаний)

,где 19.Регулирование работы скважины ШГНУ

Путем изменения числа качаний

Изменения длины хода(положение штока на кривошипе)

20. Контроль за работой скважин ШГНУ.

Контроль за работой скважины осуществляется динамометрированием, замерами дебита жидкости, устьевых давлений, динамического уровня

21.Динанометрирование скважин.

Динамограмма представляет собой замкнутую фигуру, размеры которой зависят от действующих усилий и длины хода полированного штока (при выбранных масштабах измерения G и S). Форма динамограммы связывается с работой всей глубиннонасосной

установки (ее подземной части) и отражает нарушения в различных элементах подземного оборудования. Динамометрирование

позволяет оперативно устанавливать нарушения в работе установки и принимать соответствующие меры.

22. Коэффициент подачи штангового насоса.

23. Факторы, влияющие на снижение коэффициента подачи ШГНУ

1. утечки в клапанах (всасывающем, нагнетательном)

2. газ (коэф наполнения)

3. упругие деформации штанг и труб

4. усадка нефти (за счет изменения температуры, выделение газа растворенного в нефти)

25.Иследование скважин с ШГНУ

26.Замер уровня жидкости в скважинах с ШГНУ программно-аппаратный комплекс «МИКОН», предназначенный для определения

уровня жидкости и измерения давления в затрубном пространстве; регистрации кривых падения и восстановления уровня; регистрации парафиновых и гидратных пробок и т.д.

27. Методы борьбы с вредным влиянием газа на работу ШГНУ

Методы, применяемые для снижения вредного влияния попавшего в насос свободного газа.

Для снижения вредного влияния свободного газа на работу скважинного штангового насоса в настоящее время используются следующие способы:

— увеличение давления на приеме насоса за счет его большего погружения под динамический уровень, что снижает количество свободного газа на приеме насоса;

— снижение коэффициента мертвого пространства за счет использования насосов специальной конструкции (например, с двумя нагнетательными клапанами), а также за счет правильной посадки плунжера в цилиндре насоса (за счет точной подгонки длины штанговой колонны с учетом упругих деформаций штанг и труб);

— увеличение длины хода плунжера; при этом снижается доля объема мертвого пространства в объеме, описываемом плунжером;

— увеличение коэффициента сепарации свободного газа у приема насоса.