Билет № 31

1)Солянокислотная обработка забоев скважин.

Солянокислотная обработка забоев скважин.Солянокислотная обработка забоев скважин основана на способности соляной кислоты вступать в химическую реакцию с породами, сложенными известняками и доломитами, и растворять их.Количество кислоты для обработки скважины выбирают в зависимости от мощности пласта, намеченного к обработке, химического состава породы, физических свойств пласта (пористость, проницаемость), числа предыдущих обработок.Для скважин с более высокой проницаемостью пород, со средним пластовым давлением для первичной обработки назначают несколько большие объемы кислотного раствора — в пределах 0,8—1,0 м3 на 1 м мощности обрабатываемого интервала.Процесс солянокислотной обработки забоя скважины заклю-" чается в нагнетании в пласт раствора соляной кислоты насосом или самотеком, если пластовое давление низкое.У устья скважины устанавливают необходимое для обработки оборудование и спрессовывают все трубопроводы на полу-торакратное рабочее давление.обработке новых скважин, выходящих из бурения, перед закачкой кислоты в пласт для разрушения глинистой и остатков цементной корки применяют кислотную ванну: в скважину заливают раствор 6—8%-ной кислоты с тем расчетом, чтобы он заполнил скважину в интервале обработки.В этом случае хорошие результаты дает двухстадийная обработка.Серийная обработка дает хорошие результаты в скважинах, эксплуатирующих малопроницаемые пласты.Эффект, получаемый от солянокислотной обработки, определяется разностью в величине коэффициента продуктивности скважины до и после обработки, а также суммарным количеством дополнительной нефти, добытой из скважины после обработки.Наряду с этим применяется также метод кислотной обработки под давлением без глушения скважины.Обработка скважин соляной кислотой требует особых мер предосторожности.

2)Вредное влияние газа на работу штангового насоса и методы борьбы.

ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН, ОБОРУДОВАННЫХ ШТАНГОВЫМИ НАСОСНЫМИ УСТАНОВКАМИ, В ОСЛОЖНЕННЫХ УСЛОВИЯХ

Осложнения в эксплуатации скважин, оборудованных ШСНУ, обусловлены большим газосодержанием на приеме насоса, повышенным содержанием песка в продукции (пескопроявле-нием), наличием высоковязких нефтей и водонефтяных эмульсий, существенным искривлением ствола скважины, отложениями парафина и минеральных солей, высокой температурой и др. -

Методы борьбы с вредным влиянием свободного газа на работу насоса

Нефтяной газ выполняет работу по подъему жидкости с забоя на поверхность. Однако значительное количество свободного газа на приеме насоса приводит к уменьшению коэффициента наполнения насоса вплоть до срыва подачи. Срыв подачи продолжается от нескольких до десятков минут, за исключением случаев, когда перепуск газа из затрубного пространства в нефтесборный трубопровод не осуществляется на устье. Затем подача возобновляется до нового срыва. Это объясняется тем, что приток в скважину продолжается, уровень подымается выше приема насоса, давление у приема возрастает, а наряду с этим цилиндр наполняется жидкостью вследствие утечек через зазор плунжерной пары и в нагнетательном клапане.

Известно несколько методов борьбы с вредным влиянием свободного газа на работу насосов. Из формулы (9.8) следует, что уменьшением доли вредного пространства квр можно добиться повышения коэффициента наполнения ан- При отсутствии влияния вредного пространства (Авр = 0) работа насоса устойчива при любом даже самом низком коэффициенте наполнения. Это достигается либо применением насоса с нагнетательным клапаном в нижней части плунжера (НСН-2, НСВД), либо увеличением длины хода плунжера (длинноходовой насос, правильная посадка плунжера над всасывающим клапаном), либо одновременным увеличением длины хода плунжера при одновременном уменьшении диаметра насоса. Однако тип насоса всегда должен быть правильно подобран к условиям скважины.

Основной метод борьбы - уменьшение газосодержания в жидкости, поступающей в насос. При увеличении погружения насоса под динамический уровень увеличивается давление на приеме, как следствие, уменьшается объем свободного газа за счет сжатия и больше газа растворено в нефти. Если становится РпрРъ, то свободного газа вообще нет на этой глубине, т. е. вредное влияние газа прекращается. При нормальной работе погружение составляет 20-50 м (рпр=0,15-0,4 МПа), а при наличии газа его доводят, если это возможно, до 230-350 м, что соответствует около 30% Рн (Рпр = 2-3 МПа). Однако это обусловливает дополнительное задалживание оборудования (штанг, труб, СК большей грузоподъемности) и увеличение его ремонтности. Поэтому перед входом в прием насоса осуществляют сепарацию (отделение) газа от жидкости и отвод его в затрубное пространство, а оттуда - перепуск в выкидную линию, где давление меньше давления газа (в НКТ, на поверхности). Сброс газа в атмосферу недопустим. В результате сепарации часть естественной энергии газа теряется и не используется для подъема жидкости.