Эксплуатация наклонно направленных насосных скважин by Уразаков. Насосных
 Скачать 1.96 Mb.
|
|
Рис. 43. Расчетная схема допустимого угла наклона штангового насоса  Рис. 44. Зависимость коэффициента подачи штангового насоса от угла отклонения его оси от вертикали: 1 - коэффициент подачи, учитывающий утечки в клапанах; 2 - коэффициент подачи, учитывающий утечки в плунжерной паре; 3 - общий коэффициент подачи  (95)Расчеты по приведенной методике и экспериментальные исследования показали, что запаздывание закрытия шара клапана диаметром 43 мм штангового насоса незначительно до угла наклона насоса 42° (рис. 44). Для практического использования результатов исследований разработана Методика расчета рабочих характеристик глубинных скважинных насосов, работающих в наклонно направленной скважине. Объем утечки зависит от значения угла отклонения насоса от вертикали конструктивного исполнения клапанов и колеблется в самых широких пределах. Однако количественная оценка объема утечки в зависимости от перечисленных факторов до сих пор не производилась. С целью экспериментального исследования влияния угла наклона оси насоса на утечки через клапаны в БашНИПИнефти разработан и смонтирован лабораторный стенд. Стенд состоит из испытываемого клапана, размещенного в цилиндрическом корпусе, который шарнирно установлен на раме, позволяющей изменять угол наклона клапана от 0 до 90° от вертикали. Циркуляция жидкости из емкости по трубам через расходомер обеспечивается насосом. Потери напора в клапане измеряются пьезометром (цена деления 10 Па). В нагнетательной линии установлен предохранительный клапан, сообщающий нагнетательную линию с емкостью при закрытии испытываемого клапана. Циркуляция жидкости осуществлялась как бы из полости насоса на его прием, т.е. моделировали утечку жидкости через всасывающий клапан после зависания шара. Во время опытов за определенный промежуток времени замеряли расход жидкости расходомером, в это же время определяли потери напора в исследуемом клапане. Для исследований использовали всасывающие клапаны насосов невставного исполнения. Опыты проводили в два этапа. На первом этапе исследовали горизонтально размещенный клапан и строили график зависимости перепада напора от расхода жидкости (рис. 45, а). На втором этапе определяли перепад давления, необходимый для закрытия шара клапана при углах наклона оси клетки выше критического. Для определения потери напора жидкости при боковом расположении шара клапан устанавливали в горизонтальном положении и фиксировали перепад давлений. После этого клетку клапана плавно поворачивали по направлению к вертикали до закрытия клапана. По результатам строили график зависимости перепада напора от угла наклона оси клетки клапана (рис. 45, б). Экспериментально полученные данные можно использовать для расчета фактической подачи насоса. Коэффициент подачи насоса, учитывающий запаздывание закрытия клапана, определяют в следующем порядке. По графику зависимости перепада напора от угла наклона клетки клапана (см. рис. 45, а) находят необходимый напор для закрытия клапана в рассматриваемом случае. Далее, используя полученный напор, по графику, приведенному на рис. 45, б, определяют расход жидкости qж, соответствующий этому напору. Затем вычисляют угол поворота кривошипа станка-качалки, при котором мгновенная подача насоса равна qж:  (96)где φ - угол поворота кривошипа, рад; qж - мгновенная подача насоса, м/с; D - диаметр плунжера, м; п - число двойных ходов головки балансира, с-1; S - длина хода полированного штока, м.  Рис. 45. Перепад напора и расход жидкости при закрытии клапана в наклонной скважине: а, б, в - расход жидкости через клапан при обратном потоке в зависимости от перепада давления (а - всасывающий клапан насоса НСН2-68, б - то же насоса НСН2-55, б - то же насоса НСН2-43); г, д, е - необходимый перепад давления для закрытия клапана в зависимости от угла наклона; 1 -водопроводная вода; 2 - 0,12%-ный раствор ПАА; 3 - 0,2%-ный раствор ПАА; 4 - 0,3%-ный раствор ПАА Суммарный объем утечек до закрытия клапана  (97)или  (98)где Vy - суммарный объем утечек через клапан за один двойной ход плунжера, м3. Коэффициент подачи насоса, учитывающий утечки через клапан, при этом составляет  (99)4.3. ПРОМЫСЛОВЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ В НАКЛОННОЙ СКВАЖИНЕ Анализ состояния эксплуатации глубиннонасосных установок показывает, что наибольший интерес представляет выявление характера распределения нагрузок по длине колонны штанг, в особенности в наклонно направленных скважинах. Для экспериментального изучения процессов, происходящих в колонне штанг и насосно-компрессорных трубах, при эксплуатации глубиннонасосннх скважин БашНИПИнефтью совместно с НГДУ Аксаковнефть был создан на Раевском нефтяном месторождении опытно-промышленный стенд. Стенд состоит из скв. 116, практически вертикальной, скв. 53 с максимальным углом наклона 23 и смещением забоя от вертикали 230 м, двух мерников для пластовой воды и нефти, коммуникационных трубопроводов и измерительной аппаратуры. Скважины и мерники обвязаны согласно схеме (см. рис. 38), позволяющей из мерников 4 с помощью задвижек и счетчика Вольтмана 2 по трубам заливать в разных соотношениях нефть и воду в затрубное пространство скважины. Для возможности измерения физико-химических свойств откачиваемых сред в широким диапазоне интервалы перфорации скважин на период исследований были перекрыты пакерами. На выкидной линии для контроля давления на устье установили образцовые манометры. Устьевую арматуру оснастили пробоотборным краном. На обеих скважинах было смонтировано однотипное оборудование: станок-качалка типа 7СК8-3,5-6000, глубинный штанговый насос НГН2-43 с подвеской на глубине 1000 м. В скважины были спущены трубы диаметром 73 мм и комбинация штанг диаметром 22 мм и 19 мм. Для определения динамического уровня использовали эхолот. Нагрузку на головку балансира регистрировали динамографом. В экспериментах применяли дегазированную девонскую нефть и пластовую воду плотностью соответственно 0,86*-103 и 1,172*103 кг/м3. С целью изучения механики процесса подъема жидкости регистрировали давления в насосных трубах на глубинах 0; 390 и 1000 м - в скв. 53 и 0; 390; 500; 700 и 1000 м - в скв. 116. Для замера давления в колонне насосных труб были установлены специальные муфты, оснащенные дистанционными тензометрическими датчиками давления, информация от которых поступала по кабелю на дневную поверхность. Замерная аппаратура состояла из многоканального пульта управления МПИ-1 и указанных выше датчиков давления, разработанных совместно с ВНИИГИС. В качестве регистраторов давления применяли самопишущий электронный потенциометр Н-135 и дублирующий его шлейфовый осциллограф. В результате опытов получены барограммы в трубах за цикл работы СШН на различных режимах при разных соотношениях воды и нефти, включая безводную нефть и пластовую воду. В ходе экспериментов жидкость в расчетных пропорциях подавали на прием насосов и после подъема вновь нагнетали в затрубное пространство. Как известно, процесс образования эмульсии начинается от приема насоса и завершается на определенном отрезке насосно-компрессорных труб. Длина участка, на котором меняются вязкостные свойства эмульсий, зависит от физико-химических свойств воды, нефти и газа, режимных характеристик работы установки. Использованный технологический прием, при котором воду и нефть пропускали через насос до тех пор, пока свойства эмульсии, подаваемой к приему насоса и получаемой у устья скважины, не оказывались одинаковыми, позволил сделать интерпретацию результатов эксперимента более точной. Исключение влияния газа при этом явилось также своеобразной особенностью исследований. Следует отметить, что температурный режим давления жидкости в стендовых условиях полностью соответствовал реальным (температурный градиент по стволу скважины оставался неизменным). Стендовые скважины исследовали на нескольких режимах. Все это дало возможность сопоставить основные параметры работы обеих скважин при одинаковых и переменных технологических режимах, выявить ряд особенностей исследуемого процесса и получить некоторые выводы. На рис. 46 приведены характерные барограммы откачки воды (а, а1), нефти (б, б1) и эмульсии с водосодержанием 64,5% (в, в1), полученных на скв. 116, а также откачки воды на скв. 53 (г, г1). Причем кривые а, б, в, г соответствуют данным датчика с глубины 390 м, a1, б1, в1, г1 - с глубины 1000 м. По данным измерения на вискозиметре "Реотест-2" в полевой лаборатории среднее значение вязкости эмульсии при градиентах сдвига в интервале от 25 до 200 с составило 0,008 Па*с. На приведенных кривых, характеризующих качественную сторону процесса, не обозначены абсолютные значения давления, которые нуждаются в дальнейшем уточнении. Из анализа приведенных характеристик кривых можно установить, что точка минимального давления на каждой кривой совпадает с началом хода штанг вниз, ався кривая соответствует полному циклу движения штанг. Видно, что нижние кривые по своей форме повторяют верхние и по своим амплитудным значениям пропорциональны глубине установки датчиков. Формы кривых позволяют дать следующее объяснение изменению давления за цикл работы насоса. В первом полуцикле увеличение давления, вызванное трением  Рис. 46. Барограммы откачки в полости насосно-компрессорных труб штанг о жидкость, наблюдается в средней части хода штанг вниз. Во втором полуцикле рост давления происходит вследствие инерции столба жидкости, приводимого в движение плунжером насоса, а также возникновения гидравлических сопротивлений в трубах. Максимум суммарной кривой смещается ближе к началу хода штанг вверх. Барограммы, полученные в период откачки воды, изобилуют пульсациями давления, носящими нерегулярный характер. Повторяясь с каждым новым циклом, они являются следствием сложения колебаний давления от упругих деформаций колонны штанг и труб, а также инерции откачиваемой жидкости и ее сжимаемости. Незначительная вязкость воды в полости труб позволяет говорить об инерционной природе колебаний давления. Сопоставление барограмм, полученных в вертикальной (а, a1) и наклонной (г, г1) скважинах на одинаковых режимах, показало, что значение амплитуды колебаний в обоих случаях имеет одинаковый порядок, а формы кривых отличны. Количество пульсаций в вертикальной скважине больше, чем в наклонной. Силы полусухого трения в искривленном стволе заметно уменьшают упругие перемещения штанг. Замена пластовой воды на дегазированную нефть повлекла за собой качественное изменение форм кривых барограмм. На графиках ясно обозначились два экстремума давления за цикл работы установки. Видно, что рост вязкости жидкости вызвал увеличение давления в первой фазе откачки (ход штанг вниз)  Рис. 47. Зависимость максимальной нагрузки на головку балансира от давления на приеме насоса: 1 - скв. 116; 2 - скв. 53 при некотором снижении давления во второй. Заметно уменьшилась при этом и частота пульсаций. Кривые, представленные на рис. 46 (в, в1), характеризуют процесс подъема высоковязкой эмульсии. Эти кривые имеют лишь один сильно выраженный максимум давления. Силы гидродинамического трения становятся преобладающими в общем балансе сил, вызывающих возникновение дополнительного давления. Всякие колебания, носящие инерционный характер, полностью гасятся силами гидродинамического трения и поэтому не отражаются на форме барограмм. Интересен факт исчезновения экстремального давления во втором полуцикле - ходе штанг вверх. Давление за весь этот период остается ниже статического, несмотря на существование значительных гидравлических сопротивлений в трубах. Причина такого явления заключается в том, что штанги, перемещаясь вверх, увлекают за собой жидкость, создавая тем самым некоторое "разрежение" статического давления. В установках с большими диаметрами насоса это явление отсутствует. Обработку динамограмм вели по максимальным и минимальным значениям нагрузки на балансир станка-качалки. Ввиду существенной зависимости нагрузок от высоты динамического уровня жидкости в затрубном пространстве вначале исследовали влияние давления на приеме насоса на показатели работы установки (рис. 47). Опытные данные по влиянию динамического уровня аппроксимированы линейной зависимостью. В среднем нагрузка при ходе штанг вверх в наклонной скважине превышает ту же нагрузку в вертикальной на 4 кН. При ходе штанг вниз нагрузка в вертикальной скважине на 2 кН превышает нагрузку в наклонной скважине. Рост амплитудных напряжений в металле штанг в искривленной скважине вызван трением штанговых муфт о стенки труб. Относительная погрешность замеров усилий динамографом в эксперименте составляла ± 15%.  Рис. 48. Зависимость максимальной (а) и минимальной (б) нагрузок на головку балансира от обводненности нефти: 1 - п = 9 мин-1 (скв. 53); 2, 3, 4 - п = 9; 6; 5 мин-1 соответственно (скв. 116); Обводненность нефти, так же как и кривизна ствола скважины, увеличивает максимальную и снижает минимальную нагрузку на балансир. На рис. 48 представлен фактический материал по изменению экстремальных нагрузок в зависимости от обводненности нефти в вертикальной скважине на различных скоростях откачки жидкости. Для наклонной скважины при построении подобной зависимости соблюдается полная аналогия с той лишь разницей, что к силам вязкого трения добавляются силы полусухого трения (см. рис. 48, а). Образование эмульсий в скважинах оказывает неблагоприятное влияние и на производительность насоса, значительно снижая коэффициент подачи и коэффициент полезного действия установки (рис. 49). По аналогии с предыдущим наибольшее снижение коэффициента подачи наблюдается в области высоких значений вязкости эмульсий на всех исследованных режимах работы насоса. Причину снижения подачи установки следует связывать с потерей хода плунжера за счет больших деформаций штанг и труб, а также гидравлических потерь в клапанах насоса. Дальнейшее увеличение водосодержания смеси в трубах привело к росту коэффициента подачи. Однако подача насосом безводной нефти остается несколько выше подачи воды. Это превышение можно объяснить меньшей плотностью и лучшими смазывающими свойствами нефти. Правые восходящие ветви всех описанных кривых изображены пунктиром вследствие того, что в интервале обводненности  Рис. 49. Зависимость коэффициента подачи (а) и коэффициента полезного действия штанговой установки (б) от обводненности нефти В: 1 - п = 5 мин-1; 2 – п= 6*мин-1, 3 - п = 9 мин-1 75 - 100 % происходит резкое снижение вязкости нефтяных эмульсий. Поэтому вид кривой в этом интервале может носить несколько иной характер. На основании приведенного материала можно дать некоторые рекомендации по эксплуатации обводненных и наклонных скважин. Устранение и уменьшение сил трения штанговых муфт о трубы позволит улучшить условия эксплуатации всей насосной установки и соответственно увеличить межремонтный период работы скважины. Опытным путем установлено, что рациональнее всего устройства подобного типа устанавливать через каждые 100 - 300 м глубины скважины. Полное или частичное устранение пульсационной характеристики работы ШГН способствует значительному повышению коэффициента подачи насоса и снижению нагрузок в колонне штанг, что в конечном счете приводит к увеличению межремонтного периода работы в целом. Испытание этих устройств на ряде скважин позволило на 20% увеличить их коэффициент подачи. Таким образом, неблагоприятные условия работы глубинных насосов наблюдаются при откачке высоковязкой эмульсии, в особенности с большими скоростями. Сила трения штанговой колонны о трубы в наклонной скважине при откачке пластовой воды составила 10% от максимальной нагрузки на головку балансира. В наклонной скважине благодаря полусухому трению при прочих равных условиях наблюдается меньшее количество пульсаций давления в жидкости за цикл работы насоса. Для устранения непроизводительных нагрузок в наклонных скважинах и скважинах, продуцирующих вязкие эмульсии, предлагается использовать пневматические компенсаторы. Глава 5 ЭКСПЛУАТАЦИЯ МАЛОДЕБИТНЫХ СКВАЖИН В РЕЖИМЕ ПЕРИОДИЧЕСКОЙ ОТКАЧКИ Малодебитные скважины составляют значительную часть фонда насосных скважин. Только в объединении Башнефть до 50% скважин эксплуатируются с дебитом жидкости до 5,0 м3/сут. Добыча нефти из фонда таких скважин составляет незначительную долю общей добычи нефти по объединению. Но ввиду многочисленности фонда малодебитных скважин вопросы их эксплуатации имеют большое значение с точки зрения трудозатрат и экономики, так как затраты на эксплуатацию этих скважин весьма значительны. Необходимо также отметить, что фонд малодебитных скважин постоянно увеличивается, так как по мере вступления многих месторождений в поздний период разработки в скважинах производится отключение высокопродуктивных обводнившихся пластов и осуществляется разбу-ривание низкопродуктивных участков залежей, ранее охваченных выработкой. Дефицит насосного оборудования малой производительности обусловливает эксплуатацию малодебитного фонда скважин в периодическом режиме. На практике процесс перевода на периодический режим выполняется следующим образом. При уменьшении дебита скважины поэтапно снижают теоретическую производительность насоса уменьшением диаметра насоса, длины хода плунжера и числа качаний. Если эти мероприятия не позволяют обеспечить надежную работу оборудования, то скважина переводится на периодический режим работы. Как правило, при этом сохраняется достигнутая предельно низкая производительность насоса. Такой подход при выборе параметров работы насосного оборудования приводит к существенному снижению дебита скважины. Дебит скважины, работающей в периодическом режиме, в значительной степени зависит от положения нижнего уровня жидкости в затрубном пространстве. Достигаемое нижнее крайнее положение уровня жидкости в межтрубном пространстве определяется соотношением притока жидкости из пласта и подачей насоса. Из условия равновесия между притоком жидкости можно записать следующим образом:  (100)где Нн - глубина подвески насоса; Кпр, - коэффициент продуктивности; Рпл - пластовое дасление; qт - теоретическая производительность насоса; γсм - удельный вес смеси; h0 - расстояние между пластом и приемом насоса; а и b - коэффициенты кусочно-линейной функции, аппроксимирующие зависимость коэффициента подачи насоса от высоты уровня жидкости над насосом. Наиболее доступна для регулирования динамического уровня жидкости теоретическая производительность насоса. Увеличивая ее, можно достичь снижения нижнего крайнего уровня жидкости в затрубном пространстве и в конечном счете - увеличения дебита скважины, работающей в периодическом режиме. Для этих скважин периодически производимые остановки составляют основу технологического режима, и это предопределяет негативные и позитивные стороны данного способа. К положительным сторонам периодической откачки относятся экономия электроэнергии, увеличение межремонтного периода скважин и т.д. Отрицательной стороной является, в частности, то, что при остановке скважины, эксплуатирующей совместно несколько пластов, отличающихся гидропроводностью, может возрастать обводненность продукции, а также то, что при добыче высокосмолистых нефтей за счет тиксотропного упрочнения структуры в период накопления отмечается снижение добычи нефти. В нормальных условиях эксплуатации перевод малопродуктивных скважин в режим периодической откачки не вызывает значительного снижения годового дебита скважины. В результате перевода малодебитных скважин на периодическую эксплуатацию можно ожидать значительной экономии электроэнергии. Кроме того, можно регулировать потребление электроэнергии и включать насосное оборудование скважин не в период пиковых нагрузок в электросети. Необходимо также отметить, что наклонно направленный профиль ствола способствует повышению эффективности эксплуатации скважин в режиме периодической откачки. Типовые профили ННС, как правило, имеют наклонный участок в зоне накопления жидкости, а это снижает депрессию на пласт при накоплении жидкости по сравнению с вертикальным участком, накапливающим такой же объем жидкости. Таким образом, значительный и постоянно увеличивающийся фонд малодебитных скважин, низкий коэффициент полезного действия установленного на этих скважинах насосного оборудования, частые его ремонты в случае непрерывной эксплуатации, простои скважин в ожидании ремонтов из-за перегруженности бригад подземного ремонта, высокая обводненность добываемой продукции вынуждают переводить указанные скважины на периодическую эксплуатацию, несмотря на возможные потери в добыче нефти. 5.1. ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ ПЕРИОДИЧЕСКОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН В руководящем документе АзНИПИнефти и методике СибНИИНП указывается, что перевод скважин с непрерывной на периодическую эксплуатацию следует решать на основе анализа большого числа геолого-технологических и технико-экономических факторов. Ориентировочно выбор скважин для перевода на периодическую эксплуатацию рекомендуется осуществлять по качественным признакам, когда отмечаются малый дебит, небольшой коэффициент продуктивности, высокое пластовое давление, велика площадь кольцевого пространства в скважине, требуются частые ремонты насосного оборудования с высокой стоимостью, имеется большой запас производительности насосного оборудования. Основным показателем считается себестоимость добычи нефти. Она не должна быть выше, чем при непрерывной эксплуатации. При этом утверждается, что нельзя полностью положиться на громоздкие и неточные прогнозные вычисления, в том числе себестоимость добычи нефти для разных режимов периодической эксплуатации, требуется практическое апробирование. В связи с недостатками существующих методик возникает необходимость определить конкретное условие, при соблюдении которого переводить скважины с непрерывной на периодическую эксплуатацию целесообразно. Указанное условие для простоты определения не должно содержать большого количества параметров, особенно неизвестных, значение которых примерно задается для расчетов периодической эксплуатации. Условие должно базироваться в основном на значении дебита, который замерен в результате непрерывной эксплуатации. Для определения области применения способа периодической эксплуатации предлагается исходить из оценки минимальной производительности имеющегося на скважине станка-качалки и минимального диаметра насоса, выпускаемого промышленностью, т.е. определяют минимально критический дебит скважины, при котором обеспечивается надежная работа насосного оборудования в непрерывном режиме [25], Для расчета этого условия коэффициент подачи принимают постоянным и равным 0,2, поскольку при меньших значениях эксплуатация штанговых насосных установок существенно осложняется., как определил В.И. Сердюк по результатам исследования температурного режима насоса. Теоретическую производительность насосной установки принимают наименьшей из возможных:  (101) Рис. 50. Номограмма для выбора режима эксплуатации: I - область непрерывного режима работы скважин; II -область периодического режима где .Dmin - наименьший диаметр существующих насосов, м; Smin - наименьшая длина хода, которую можно установить на станке-качалке данной скважины, м; nmin - наименьшее число ходов, которое можно установить на станке-качалке, мин-1. Формула для расчета коэффициента соответствия производительности имеет вид  (102)Числитель в этой формуле показывает, какая наименьшая производительность допускается для существующего оборудования. Интерпретация полученной формулы очень проста. Если фактический дебит скважины на непрерывном режиме больше указанной производительности оборудования, т.е. Кс < 1, то эксплуатацию следует продолжать на непрерывном режиме. Когда Кс ≥ 1, следует переводить скважину на периодическую эксплуатацию. На рис. 50 представлена номограмма с указанием наименьшей длины хода, числа качаний наиболее распространенных типов станков-качалок и минимальных производительностей Таблица 13 Распределение малодебитного фонда скважин ПО "Башнефгь" по дебетам жидкости
установок при коэффициенте подачи 0,2 и диаметре насоса 0,028 м. Из номограммы видно, что для наиболее распространенного в условиях месторождений Башкирии типа станка-качалки 7СКВ перевод скважин на периодическую эксплуатацию следует осуществлять, когда фактический дебит их на непрерывном режиме менее 1,5 м3/сут. Для станков-качалок типа СКН-5 и СКН-10 фактический дебит ограничивается значениями 0,8 - 1,0 м3/сут. Указанное ограничение фактических дебитов способствует тому, что на периодическую эксплуатацию не будут переведены более продуктивные скважины. Как показано далее, скважин с указанным ограниченным дебитом в условиях месторождений Башкортостана вполне достаточно (табл. 13). Кроме того, обоснованное ограничение дебита позволяет рекомендовать возврат некоторого количества довольно продуктивных скважин с периодической на непрерывную эксплуатацию. Для оценки эффективности работы скважин в режиме периодической откачки проведен анализ по 1059 скважинам НГДУ "Чекмагушнефть", которые имеют средний дебит по жидкости 10,1 м3/сут. Из этих скважин 1030 (97,3%) оборудованы станками-качалками 7СКН8, СКН10, СКН5, 6СК6, СК12. Производительность указанных станков-качалок на минимальных режимах работы при наименьшем диаметре насоса 28 мм и коэффициенте подачи 0,2 составляет 1-1,5 м3/сут. Эта производительность принята граничной. Когда дебит скважины меньше, можно рекомендовать ее к периодической эксплуатации, когда дебит больше - эксплуатировать скважину непрерывно. Приемлемость этой концепции, как уже отмечалось, заключается в основном в том, чтобы при переводе скважины с непрерывной на периодическую эксплуатацию увеличить добычу нефти за счет удлинения межремонтного периода эксплуатации. В периодическом режиме эксплуатируются 102 (9,6%) скважины со средним дебитом 0,64 м3/сут со средней обводненностью продукции 25%. Межремонтный период эксплуатации этих скважин в непрерывном режиме эксплуатации составил 375 сут, а на периодическом режиме - 425 сут. Эффективность эксплуатации одной скважины с дебитом 2-3 м3/сут на периодическом режиме предлагается уточнить и, возможно, вернуть ее на непрерывную работу. Согласно изложенной выше методике, на периодическую работу можно дополнительно перевести 101 скважину со средним дебитом по жидкости 0,79 м /сут. Всего на периодическом режиме может работать 202 (19,1%) скважины со средним дебитом 0,7 м3/сут, но не выше указанной граничной производительности. По НГДУ Уфанефть анализировалась работа 850 скважин, которые имеют средний дебит по жидкости 6,0 м3/сут. Из этого числа 719 скважин (83,6%) оборудовано станками-качалками 7СКВ и СК10. Следовательно, граничный дебит остается прежним -1-1,5 м3/сут. В настоящее время на периодическом режиме работают 126 (14,6%) скважин со средним дебитом 1,43 м3/сут, средним значением коэффициента подачи 0,19 и средней обводненностью продукции 21,6%. Межремонтный период эксплуатации этих скважин увеличился с 357 до 540 сут. На непрерывную эксплуатацию рекомендуется вернуть 24 сравнительно высоко-дебитные скважины, средний дебит которых 4,7 м3/сут. Дополнительно на периодическую эксплуатацию можно перевести 164 скважины со средним дебитом 0,67 м3/сут. Всего на периодическом режиме может работать 266 (30,9%) скважин со средним дебитом по жидкости 0,67 м3/сут. 5.2. ПРОГНОЗИРОВАНИЕ МЕЖРЕМОНТНОГО ПЕРИОДА ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН В РЕЖИМЕ ПЕРИОДИЧЕСКОЙ ОТКАЧКИ Перевод малодебитных скважин с непрерывной на периодическую эксплуатацию влечет за собой изменение межремонтного периода (МРП) их работы. В этой связи необходимо представить методику расчета МРП. В общем виде продолжительность МРП скважин, работающих на периодическом режиме, можно определить по формуле  (103)где Тп, Тн - МРП соответственно периодической и непрерывной откачки, сут; Тотк - время откачки жидкости из скважины, ч; М - коэффициент, учитывающий влияние остановок оборудования и переменности динамического уровня на продолжительность МРП. | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||