Механізовані методи експлуатації обводнених свердловин основані на використанні для виносу рідини додаткової енергії, яка вводиться з поверхні (енергії стисненого газу при газліфтному способі, потенційної і кінематичної енергії при насосних способах) або обладнанні колони ліфтових труб спеціальними пристроями, які приводяться в дію тільки за рахунок дії пластової енергії (пневмоагрегати, плунжери). Останні слід розглядати як перехідні до механізованих методів. Дана група включає такі способи експлуатації обводнених свердловин:

- періодичний і безперевний газліфт;

- плунжерний ліфт;

- використання зануренихсвердловинних насосів;

- використання пневмопоршневих агрегатів з використанням енергії пластового газу;

- використання пристроїв, які працюють за принципом свабу.

Найчастіше на практиці використовують:

1. Підйом рідини за допомогою плунжерного ліфта.

Установки плунжерного ліфта можуть бути безперервної дії. Призначені вони для свердловин, які експлуатуються по колоні НКТ або сумісно по фонтанній колоні і затрубному просторі. Установки можуть використовуватися на свердловинах з однорозмірною або комбінованою колоною труб, незалежно від глибини їх спуску. В установках безперевної дії плунжер весь час знаходиться в русі вверх-вниз по фонтанній колоні, а періодичної дії - протягом деякого часу затримується на вибої або на гирлі свердловини. Установка плунжерного ліфта складається з наземного обладнання і плунжера. Плунжер - основний робочий елемент. В залежності від дебіту свердловини по газу і припливу рідини до вибою використовуються: самоущільнюючий плунжер, плунжер типу „літаючий клапан” і комбінований плунжер, призначений для свердловини з різномірною колоною ліфтових труб.

Принцип дії плунжерного ліфта наступний. В фонтанну колону безперервно поступає газ і над трубним обмежувачем накопичується рідина. Елементи плунжера (втулка і шарік) падають у висхідному потоці газу. Шарік припиняє своє падіння на трубному обмежувачі, який знаходиться під рівнем рідини. Втулка, що падає за шаріком доходить до трубного обмежувача і сідає на шарік. З цього моменту починається рух плунжера вверх. При підйомі шарік перекриває нижній отвор втулки. Стовп рідини, який знаходиться над плунжером, витісняється газом, що піднімається по трубі. При досягненні стовпом рідини перфорованого патрубка на гирлі вона викидається через викидну лінію в сепаратор. Верхнім амортизатором шарік відштовхується від втулки і падає у висхідному потоці газу. Втулка падає за шаріком і процес повторюється. Для переводу свердловини в роботу з плунжерним ліфтом внизу колони НКТ встановлюють стаціонарні або резинові трубні обмежувачі. Арматура наземного обладнання плунжерного ліфта включає наступні елементи: котушку для підвіски ліфтової колони, трійники і лубрикатор з камерою викиду і верхнім амортизатором. Котушка дещо відрізняється від стандартної. Діаметр її прохідного січення повинен відповідати діаметру ліфтових труб. Для цього її розточують або вставляють в спеціальний клапан.

В якості центральної і буферної засувок використовуються спеціальні арматурні засувки. Застосвування звичайних арматурних засувок не допустиме, тому що шарік плунжера може застрягати в клиновій порожнині, порушити роботу установки плунжерного ліфта і недопустити закриття засувки.

Трійник із стандартного корпусу, в який встановлений перфорований патрубок, діаметр якого всередині рівний діаметру ліфтової колони. Лубрикатор з камерою призначений для відводу продукції з свердловини в викидну лінію, а в ньому розміщається верхній амортизатор.

2. Підйом рідини за допомогою насосних агрегатів:

а) штангова свердловинно-насосна установка (ШСНУ).

Суть цього способу експлуатації полягає в тому, що в свердловині розміщують плунжерний (поршневий) насос, який приводиться в дію поршневим приводом за допомогою колони штанг. Для експлуатації на свердловині встановлюють ШСНУ. Обладнання гирла включає верстат-качалку (ВК), гирловий сальник, НКТ, насосні штанги (ШН) і різні захисні пристрої, що покращують роботу установки в ускладених умовах.

б) установка електровідцентрового насосу.

Установка електровідцентрового насосу (УЕВН) включає занурений агрегат (насос, газосепаратор і електродвигун з гідрозахистом), обладнання гирла НКТ і електрообладнання (кабель, комплектну трансформаторну підстанцію або трансформатор і керуючий пристрій).

3. Підйом рідини із свердловини за допомогою ПАР.

Суть методу полягає в тому, що при закачці піноутворюючих ПАР в свердловину, розчиненні їх в пластовій рідині і проходження газу через стовп утвореного розчину утворюється піна, яка складається із пухирців газу, розділених плівками рідини. Оскільки густина піни значно менша за густину пластової рідини, вона піднімається газовим потоком на поверхню при значно менших дебітах і числа Фруда. Піноутворення забезпечується різним зниженням поверхневого натягу води в її розчині з ПАР.

Для спінення суміші пластової рідини з газовим конденсатом метанового і метан-нафтенового типу рекомендуються різні типи концентрації піноутворювача.

Для руйнування емульсії рекомендується деемульгатор типу АНП-2 або дислован-4411 в кількості 0,5-1 % від мас. від руйнуючої емульсії з перемішуванням і можливим підігрівом емульсії.

Перед тим, як встановити оптимальний спосіб боротьби з вибійною рідиною, необхідно визначити чи дійсно вона накопичується на вибої і не виноситься газовим потоком на поверхню.

Перевіримо, чи виноситься вся вода з вибою свердловини шляхом визначення мінімально-необхідного дебіту.

(4.1)

де qр – дебіт рідини, м3/д;

dвн – внутрішній діаметр НКТ, м

ср – густина рідини, кг/м3;

- густина газу за повітрям;

Zвиб – стисливість газу при вибійних умовах;

Твиб – температура на вибої, К

Рвиб – тиск на вибої свердловини, МПа.

Для прикладу розглянемо свердловину 84.

Знаючи водяний фактор (Фв) л/тис.м3 і конденсатний фактор(Фк) л/тис.м3 можна визначити дебіт рідини за формулою:

qр= qв+ qк (4.2)

Дебіт води визначимо за формулою:

, м3/д (4.3)

де qг – дебіт газу, тис.м3/д.

Дебіт конденсату визначимо за формулою:

, м3/д (4.4)

м3/д

м3/д

м3/д

Визначимо густину рідини:

(4.5)

кг/м3

Коефіцієнт стисливості газу при вибійних умовах (Твиб=334 К, Рвиб=19,28Мпа) визначимо за формулою:

, (4.6)

де (4.7)

(4.8)

(4.9)

Тсркр, Рсркр –