Важнейшим правилом эффективного проведения периодической эксплуатации является то, что удаление скопившейся и вытекающей из пласта жидкости должно производиться таким образом, чтобы по окончании процесса уровень жидкости за трубой находился на приеме насоса, или же этот уровень соответствовал состоянию, при котором скважина эксплуатировалась непрерывно, но здесь глубина погружения насоса может быть настолько мала, что создаются условия для отделения газа от жидкости и этот газ переходит в свободное состояние. Выделяющийся свободный газ, попадая в цилиндр насоса и занимая определенную часть его объема, снижает производительность насоса, а также сокращает время удаления накопившейся жидкости.
Выше было отмечено, что периодический процесс является очень эффективным, если малодебитная скважина находится в непрерывном режиме с оптимальными параметрами, то есть время сбора и удаления жидкости задано оптимально.
Оптимальные режимы работы рассчитываются по формулам А.С.Вернадского-О.С.Тетайшвили. Если в нефтегазодобывающих управлениях имеется большое количество малодебитных скважин, то для их периодической эксплуатации и расчета оптимальных режимов работы требуется время. Для преодоления этой трудности мы предложили специальный график (рис.1).
Рис. 1. Время удаления жидкости (tу.ж.) время сбора (tс.ж.) и график зависимости от коэффициента продуктивности (К)
На территории зоны эксплуатации нефтяных месторождений, которые разрабатываются длительное время, разбросано множество малодебитных скважин. Управление периодической эксплуатацией этих скважин в оптимальном режиме, работающими штанговыми скважинными насосами, связано с определенными трудностями. Действительно, если на каждом месторождении периодически вводить в эксплуатацию по 50-100 и более малоуглеродистых скважин, то вывести из эксплуатации угольную машину-задача достаточно сложная. Одна из этих трудностей заключается в том, что режимы периодической эксплуатации скважин также разнообразны.
Рис. 2. График зависимости коэффициента продуктивности от того, во сколько раз увеличивается межремонтный период скважины при ее периодическом вводе
Очевидно, что ни один активный оператор не может выполнять все операции несколько раз в течение рабочей смены. Поэтому решение и реализация этого вопроса создает большие проблемы, и необходимо решить эту проблему. Одной из таких проблем является создание автоматических регулирующих устройств для управления работой скважин, которые периодически вводятся в эксплуатацию.
Хотим отметить, что такое устройство разработано нами. Эти автоматические установки изготавливаются в нескольких модификациях: локального типа (отдельно для каждой скважины); группового типа (управление несколькими скважинами, находящимися близко друг к другу, автоматическим устройством, установленным в одной скважине); и устройства управления несколькими скважинами от центрального диспетчерского управления.
В последние годы разработана новая модель этого автоматического устройства. При разработке этой автоматической установки в основном использовалась динамограмма штангового насоса скважины.
На приемник изготовленного нами устройства поступают импульсы трапециевидной формы (рис.3а).). Длина (длительность) этих импульсов зависит от коэффициента наполнения насоса.
По мере накачки насосом жидкости коэффициент ее наполнения уменьшается, а длина импульса постепенно увеличивается (рис.3б).
После того, как насос полностью нагнетает жидкость, то есть уровень динамики жидкости за трубой падает до приемника насоса, длина импульса становится определенной постоянной (неизменной) величиной (рис.3с).
Рис. 3. Рисунок открытия теоретической динамограммы работы штангового скважинного насоса
