- максимальной площади проходного сечения лифта;

- минимальной скорости движения штанг и жидкости;

- эффективной минимальной вязкости продукции.

С этой целью заданный режим эксплуатации скважины должен реализовываться при максимальной длине хода точки подвеса штанг (ТПШ), минимальной частоте качаний, максимальном диаметре НКТ, максимальном диаметре плунжера и минимальном среднем диаметре штанг. Два последних условия должны соблюдаться в пределах прочности штанговой колонны.

В случае если оборудование и режим работы УСШН подобраны неадекватно, необходимо в первую очередь предпринять меры по оптимизации компоновки глубинно-насосного оборудования и режима откачки. Внедрение технологии имеет смысл лишь в случае, если оборудование и режим работы УСШН подобраны грамотно, но, несмотря на это, имеют место одно или сразу несколько из перечисленных ниже обстоятельств:

1) устойчивая работа УСШН затруднена из-за периодического «зависания» штанг;

2) при анализе причин ТРС за последние годы выявлено доминирование ремонтов, связанных со штангами («зависания», заклинивания, обрывы, отвороты) или образованием эмульсии;

3) эксплуатация скважины без ремонта обеспечивается периодическими промывками НКТ от высоковязкой водонефтяной эмульсии;

4) эксплуатация скважины без ремонта обеспечивается применением скважинных или устьевых дозаторов, снижающих вязкость продукции в НКТ;

5) на скважине высокие амплитуды нагрузок в ТПШ, при этом максимальная и минимальная нагрузки имеют место в середине хода полированного штока или минимальная нагрузка близка к нулю;

6) невозможно снизить динамический уровень в скважине до необходимой величины из-за того, что увеличение скорости откачки ограничивается значительным ростом амплитуды нагрузок в ТПШ или «зависанием» штанг.

1 – переключатель потоков; 2 – скважинный насос; 3 – эксплуатационная колонна скважины; 4 – граница ВНР; а, б, д – отбор воды; в, г – отбор нефти
Рисунок 7 – Схема работы сифонного переключателя потоков нефти и воды
Переключатель потоков предназначен для поочередного перенаправления потоков воды и нефти на прием скважинного насоса. Переключатель образован двумя соединенными навстречу друг другу сифонами (U – образными трубками) специально подобранных размеров.

---

Принцип действия переключателя (рисунок 7) основан на периодическом изменении баланса гидростатического давления столбов воды и нефти и гидродинамического перепада давления при движении нефти в каналах устройства.

Давление на приеме насоса всегда преодолевает меньшую из сил сопротивления – либо гидростатическое давление столба воды в канале устройства, соединенном соединенном с приемом для воды («канал для воды»), либо гидравлические потери на трение при движении нефти в канале устройства, соединенном с приемом для нефти («канал для нефти»).

Размеры каналов подобраны таким образом, чтобы обе силы сопротивления были примерно равны друг другу в тот момент, когда канал для нефти заполнен нефтью, а канал для воды – водой.

Когда ВНР находится выше верхнего приема переключателя потоков, то в насос через оба приема будет поступать вода. В установившемся режиме работы пласта производительность насоса соответствует дебиту скважины по жидкости (т.е. суммарному объему притекающих в скважину нефти и воды). Поскольку при этом дебиты нефти и воды остаются примерно постоянными, то по мере отбора воды граница ВНР в скважине будет снижаться, и канал для нефти будет постепенно заполнятся нефтью.

Наряду с этим будет непрерывно возрастать гидростатическое давление столба воды в канале для воды, которое необходимо преодолеть для подъема воды с глубины расположения ВНР. Наступит момент, когда это давление превысит по величине гидравлическое сопротивление движению нефти, которой к тому времени будет заполнен канал для нефти. Это будет означать «закрытие» канала для воды и «открытие» канала для нефти – в насос через прием для нефти начнет поступать нефть, т.е. произойдет переключение потоков.

С этого момента ВНР в скважине начнет «подниматься». Откачка нефти и соответствующий «подъем» ВНР будут продолжаться до тех пор, пока гидростатическое давление столба воды в канале для воды, которое необходимо преодолеть для подъема воды с глубины расположения ВНР, вновь не станет меньше гидравлического сопротивления движению нефти в канале для нефти. В этот момент снова произойдет переключение на отбор воды. Далее циклы повторяются.

Применяемые деэмульгаторы бывают водорастворимые и нефтерастворимые.

---

К водорастворимым относятся оксиэтилированные жидкие органические кислоты (ОЖК), алкилфенолы (ОП-10 и ОП-30), а также органические спирты (неонол, синтанол, оксанол). К водонефтерастворимым неионогенным деэмульгаторам относят блок-сополимеры этилен- и пропиленоксидов (диссольван 4411, проксанолы 186 и 305, проксамин 385, сепарол WF-25 и др.). В процессе разрушения эмульсии они на 30 - 60% переходят в дренажную воду, а остальная часть остается в нефти.

Нефтерастворимые деэмульгаторы образуют в нефти истинные или коллоидные растворы и почти совсем не растворяются в воде. К этим деэмулгаторам относятся дипроксамин 157, оксафоры 1107 и 43, прохинор 2258, геркулес - 17 и др.

В качестве деэмульгатора применяются нефтерастворимый деэмульгатор сепарол 5271. Расход деэмульгатора составляет 4-5 г/т. Этот деэмульгатор не требует разведения и подается насосом в чистом виде.

Для окончательной деэмульгации нефти и доведения ее до необходимой кондиции согласно ГОСТу применяют деэмульгаторы серии Реапон LML-4312, СНПХ-4870. Расход деэмульгаторов от 12 до 20 г/т подготавливаемой нефти.
3.2 Технологическая эффективность проведенной технологии
3.2.2 Расчет технологической эффективности от сифонного переключателя потоков нефти и воды
Таблица 5 - Исходные данные для расчета технологической эффективности

Скважина	ДО				ПОСЛЕ				ПРИРОСТ
	Дебит нефти, т/сут	Дебит жидкости, м3/сут	Обвод.	Дебит нефти, т/сут		Дебит жидкости, м3/сут	Обвод.	Дебит нефти, т/сут		Дебит жидкости, м3/сут
1	1,2	3,4	50	1,8		4,9	48	0,6		1,5
2	2,8	19,2	82	3,4		21,3	80	0,6		2,1
3	2,6	36,1	92	3,7		41,5	90	1,1		5,4
ИТОГО среднее значение	2,2	19,56	74,6	2,96		22,56	72,6	0,76		3

---

Произведем расчет технологической эффективности по трем скважинам по нефти.

1. 
   Производим расчет объем добычи при базовом дебите нефти
   

[9, стр.4] (22)
где –дебит скважины до ГТМ,т

Т- период между обработками, сут (принимаем 289 сут)

η- коэффициент эксплуатации скважин (принимаем 0,66)

–дебит скважины после ГТМ, т

2. 
   Производим расчет планируемой добычи нефти
   

[9, стр.4] (23)

3. 
   Расчет дополнительной добычи по скважинам
   

[9, стр.4] (24)

4. 
   Дополнительная добыча по трем скважинам
   

[9, стр.4] (25)

5.Произведем расчет технологической эффективности по трем скважинам по жидкости.
[9, стр.4] (26)



6. Производим расчет планируемой добычи жидкости
[9, стр.4] (27)



7.Расчет дополнительной жидкости по скважинам

---

[9, стр.4] (28)



8.Расчет дополнительной жидкости по трем скважинам
[9, стр.4] (29)

По результатам расчета получили дополнительную добычу нефти по трем скважинам равную т и по жидкости т
3.3 Расчет технологических процессов
3.3.1 Расчет закачки деэмульгатора Реапон LML 4312

В НГДУ   «Арланнефть»   нашёл   широкое   применение  для предупреждения образования эмульсии, особенно на скважинах оборудованных ШНУ, деэмульгатора Реапон LML 4312.
Исходные данные для расчета:

I, II - эксплуатационные горизонты; 

D = 168 мм - диаметр эксплуатационной колонны; 

Н₃ = 1430 м - интервалы перфорации; 

1420 - 1400 м;

К = 45 м³/сут˖МПа - коэффициент продуктивности;

Р_пл = 9,6 МПа - пластовое давление;

Р_зат = 4,7 МПа - затрубное давление;

V = 2,3·10³ м³/с - кинематическая вязкость нефти; 

G = 16,8 м³/м³ - газовый фактор;

ρ = 885 кг/м³ - плотность добываемой жидкости; 

Q = 7,6 м³/сут - дебит жидкости; 

h_ст = 867 м - статический уровень;

Н = 66% - обводнённость;

Р_пл = 9,6 МПа - пластовое давление; 

Р_заб = 4,9МПа - забойное давление; 

Глубинонасосное оборудование.

h_н = 1259 м - глубина спуска; 

d_нкт = 60 мм - диаметр НКТ; 

НВ1Б-32 – насос.
В результате   проведённого   анализа   результата   исследований геологической службой ЦДНГ, было решено произвести закачку Реапон LML 4312. Работы по закачке реагента выполняют бригады ПКРС. Численный состав бригады при односменном режиме работы – в бригаде 2 звена. Состав одного звена: оператор химической обработки скважин 4 разряда – 1 человек, оператор химической обработки скважин 5 разряда – 1 человек. При многосменном режиме работ – в бригаде 4 звена. Состав одного звена: оператор химической обработки скважин 4 разряда – 1 человек, оператор химической обработки скважин 5 разряда – 1 человек. Применяемое оборудование: насосная установка СИН-32 и ЦА-32, автоцистерна АЦН-11.

---

Смотрите также файлы

• .docx

• Пояснительная записка ннк н19718. 040. 1022 пз.docx

• Сравнительная таблица содержания Порядка организации и осуществления образовательной деятельности по дополнительным общеобразовательным программам, утвержденного приказами мп рф 196 и 629.docx

• казахский национальный медицинский университет имени с. Д. Асфендиярова.docx

• Нижегородский государственный технический.docx