Восстановление заданного технологического режима эксплуатации скважины. Особенность кислотной обработки призабойной зоны пласта. Основная классификация свабов. Принцип действия компоновки для увеличения притока нефти. Расчет цилиндра пакера на прочность.
Аннотация к работе
При насосной эксплуатации нефтяных скважин наиболее распространенными являются штанговые скважинные установки (ШСНУ) и установки погружных центробежных электронасосов (УЭЦН). Погружные центробежные электронасосы для добычи нефти предназначены для эксплуатации нефтяных, подчас сильно обводненных, скважин малого диаметра и большой глубины, они обеспечивают безотказную и длительную работу в жидкостях, содержащих агрессивные пластовые воды с растворенными в них различными солями, газа (в том числе сероводород), механические примеси в виде песка. Глубина погружения насоса достигает 2500 м и более, a температура откачиваемой жидкости в некоторых случаях достигает 100 С0 [8]. При высоких дебитах скважин используются, в основном, газлифтный способ добычи или электроцентробежными насосами. В нефтяной отрасли РК установками погружных электроцентробежных насосов эксплуатируется более 50 тысяч скважин, основная часть которых (около 90 %) оснащена оборудованием российского производства.Под межремонтным периодом работы скважин понимается продолжительность фактической эксплуатации скважины от ремонта до ремонта, т.e. время между двумя последовательно проводимыми ремонтами. Искусственное воздействие на призабойную зону осуществляется путем управления k, ?, Rпр, Рзаб и n либо другими параметрами или процессами, с ними связанными (например, фазовые относительные в функции насыщенности; степень и характер вскрытия продуктивного горизонта скважиной; фильтрация газированной нефти, межфазное натяжение, капиллярные явления, инверсия смачиваемости и др.). В то же время, как правило, эти процессы многокомпонентные, a их результативность определяется суммой факторов, зависящих от свойств объекта воздействия (пласт и скважина), достоверности диагноза и соответствия запроектированного метода и его технологии объекту. Для интенсификации притоков в геологоразведочных и нефтегазовых скважинах разработан достаточно большой арсенал средств сопротивления Так, если приток флюида определяется контуром питания радиусом RK = 300 м. для скважины радиусом R = 0,1 м., половина всего перепада давления тратится на продвижение флюида в пористой среде в зоне вокруг скважины радиусом Ri =5,5 м. Вибровоздействие рекомендуется проводить в скважинах с ухудшенными коллекторскими свойствами призабойной зоны в процессе вскрытия пласта (т. e. в скважинах, пробуренных с промывкой забоя глинистыми растворами и утяжеленными жидкостями, a во время ремонтных работ водой или растворами поверхностно-активных веществ, a также в скважинах, пласт которых поглотил в процессе строительства глинистый и цементный растворы).Данная компоновка спроектирована с целью применения ee для увеличения притока нефти в скважине, a также для освоения скважин, законченных бурением или травмированных при глушении в процессе ремонта скважины. Таким образом создается депрессия на пласт, увеличивается скорость притока пластовой жидкости к скважине и как следствие, разрушение травмированной(ухудшенной) области ПЗП, так называемой корки ,образованной осаждением естественных механических примисей и остатками бурового раствора и промывочной жидкости. Это насосы с погружным электроприводом: центробежные (ЭЦН), винтовые (ЭВН), диафрагменные, поршневые, магнитофугальные; с двигателем на поверхности, так называемые вибрационные насосы; насосы с гидроприводом: гидропоршневые, турбонасосы, гидроштанговые и струйные насосы. Для данной компоновки за основу был взят электроцентробежный насос, так как эти насосы наиболее распространены среди бесштанговых насосов, они имеют широкий диапазон параметров по подаче и напору, сравнительно продолжительный межремонтный период работы, a также ряд других преимуществ. Вместе с тем погружные насосы должны обеспечивать широкий диапазон подач (от 20 до 800 мз/сут для скважин с 146-мм обсадной колонной и от 100 до 2000 мз /сут для скважин с 168-мм колонной).[ ]Для функционирования проектируемого оборудования необходимо рассчитать его основные параметры на прочность с учетом требований условий работы. Для проведения расчета на прочность необходимо выбрать формулу по которой будут вестись расчеты. При расчете пакера определяют необходимое для герметизации контактное давление, осевую силу, обеспечивающую это давление, оптимальную высоту уплотняющего элемента и длину хода штока пакера.коетактное давление между обсадной колонной и уплотняющими элементами равно рк=ркс ркп , где Ркс и Ркп-контактные давления за счет предварительного сжатия уплотнения и действия перепада давления соответственно. Пригимаем ?р=10мпа: f=?*(d2н-d2вн)/4, где d2н и d2вн-соответственно наружный и внутренний диаметры рабочих поверхностей уплотнительного элемента пакера после деформации. f=3,14*(0,1182-0,0862 )/4=0,00746 м2. тогда получим q?0,111*10*106*0,00746 6*106*0,00746*((0,132-0,0432)3-(0,182-0,0432)3)/(0,132-0,0432)2*(0,182-0,0432)=53,86 кн. рассчитаем параметры силового цилиндра. при рабочем давлении жидкости в пакере цилиндр должен создавать усилие на манжету более 53,86 кн.