Розглянуто типи конструкцій плунжерів і принцип роботи плунжерних піднімачів для експлуатації обводнених нафтових, газових і газоконденсатних свердловин. Виконано аналіз способів ущільнення кільцевого зазору між плунжером і колоною насосно-компресорних труб.

Наведено огляд методів контролю за просуванням в газові і газоконденсатні поклади пластових вод та обводненням свердловин, охарактеризовано особливості їх застосування. Обгрунтовано необхідний комплекс досліджень для контролю за обводненням покладів і свердловин.

Виконано аналіз відомих типів плунжерів та технологічних схем їх застосування для експлуатації нафтових, обводнених газових і газоконденсатних свердловин. Запропоновано нову конструкцію плунжера. Обгрунтовано область застосування різних типів плунжерів залежно від геолого-технологічної конструкції свердловин.

Важливим аспектом підвищення ефективності нафтогазовидобувного комплексу є продовження стабільної роботи обводнених нафтових, газових і газоконденсатних свердловин. Розглянуто один із можливих способів експлуатації обводнених свердловин з допомогою плунжерного піднімача. Охарактеризовано відомі конструкції плунжерів, їх характерні особливості, виконано аналіз методів зменшення витоків рідини через зазор між плунжером і насосно-компресорними трубами, обгрунтовано напрями підвищення ефективності використання плунжерного піднімача.

Важливим аспектом підвищення ефективності нафтогазовидобувного комплексу є продовження стабільної роботи обводнених газових і газоконденсатних свердловин. Це досягається забезпеченням якомога менших перепадів тиску по трасі газопроводу: чи це газопровід, яким рухається газ від промислу до споживачів, чи газопровід (шлейф), яким рухається газ до УКПГ. Проведено огляд і аналіз робіт, що стосуються питань попередження і ліквідації рідинних скупчень у газопроводах. На базі експериментальних досліджень визначено вплив на роботу газопроводу рідинних скупчень під час руху чистого газу його пониженою ділянкою. Визначено швидкості газового потоку, необхідні для повного винесення рідини з пониженої ділянки трубопроводу. Проведено експериментальні дослідження щодо вибору оптимального режиму руху газорідинної суміші в рельєфному трубопроводі, виходячи з умов забезпечення мінімальних втрат тиску та мінімальної питомої енерговитратності.

Мета роботи - прогнозування граничної швидкості руху газу, необхідної для повного винесення рідини, що скупчується в понижених ділянках рельєфного трубопроводу. Запропоновано математичну модель руху газорідинної суміші на висхідній ділянці рельєфного трубопроводу. Модель базується на системі рівнянь рівноваги сил, що діють на газову і водяну фазу, та надають змогу оцінити граничну швидкість руху газу, необхідну для повного винесення рідини із пониженої ділянки трубопроводу. Оцінку адекватності моделі проведено шляхом порівняння розрахункових значень із результатами експериментальних досліджень. Одержано рівняння для визначення граничної швидкості руху газу, необхідної для повного винесення рідини з пониженої ділянки рельєфного трубопроводу залежно від кута нахилу висхідної ділянки до горизонтальної осі. Виділено основні чинники, що впливають на величину граничної швидкості руху газу. Показано, що збільшення внутрішнього діаметра трубопроводу призводить до зростання величини граничної швидкості руху газу і, навпаки, зростання середнього тиску газу у трубопроводі призводить до її зменшення.

Вирішено проблему зменшення втрат тиску в стовбурі та викидній лінії свердловини шляхом винесення рідини з вибою за допомогою установки плунжерного піднімача (ПП) та очищення внутрішньої порожнини шлейфів свердловин за допомогою гелевих поршнів. Розроблено експериментальну установку ПП, виготовлено плунжери різних діаметрів з метою одержання зазору між плунжером і піднімальною колоною від 0,6 до 2,6 мм. Проведено експериментальні дослідження винесення рідини з вибою свердловини за допомогою установки ПП за умов безперервної роботи плунжера в свердловині та постійної подачі рідини на вибій. Встановлено величину оптимального зазору між плунжером і піднімальною колоною, яка для умов досліду становить 1 - 1,4 мм. Уточнено методику розрахунку параметрів роботи установки ПП для плунжера, виконаного у вигляді пустотілого циліндра, яка врахувує масу плунжера та його геометричні розміри у поєднанні з динамічними параметрами газового та рідинного потоків. Встановлено граничні швидкості руху газу для повного винесення рідини, яка накопичилась у знижених ділянках промислового газопроводу в процесі його експлуатації. Експериментально встановлено тривалість розчинення в'язкопружного поршня у прісній воді, мінералізованій воді та у прісній і мінералізованій воді з додаванням конденсату. Удосконалено технології винесення рідини з низьконапірних обводнених газових і газоконденсатних свердловин за допомогою установки ПП та очищення викидних ліній свердловин від скупчень рідини за допомогою в'язкопружного поршня.

Показано негативні наслідки надходження піску із пласта в свердловину. Розглянуто причини, які призводять до руйнування привибійної зони у процесі експлуатації свердловин з нестійкими колекторами. Описано сили, які діють на частинку піску в газовому потоці у стовбурі свердловини. Наведено теоретичні залежності для визначення критичної швидкості винесення твердої фази потоком газу з вибою свердловини на поверхню. На лабораторній моделі свердловини проведено експериментальні дослідження швидкості винесення газовим потоком твердої фази із моделі свердловини. За результатами експериментальних досліджень побудовано та проаналізовано графічну залежність швидкості винесення потоком газу частинок піску від їх розміру. Зіставлено результати експериментальних досліджень і теоретичних розрахунків за формулами різних авторів критичної швидкості винесення потоком газу твердої фази із свердловини.

Показано негативні наслідки надходження піску із пласта в свердловину. Охарактеризовано методи очищення вибою свердловин від піщаних корків. Розглянуто характеристики промивальних агентів, їх властивості та критерії, на основі яких необхідно вибирати промивальні агенти для здійснення технологічних операцій у свердловинах. На лабораторній моделі свердловини проведено експериментальні дослідження швидкості винесення твердої фази із моделі пінними системами. За результатами експериментальних досліджень побудовано та проаналізовано графічні залежності швидкості винесення частинок піску піною від їх діаметру при використанні водних розчинів піноутворюючих ПАР з різною масовою концентрацією і стабілізатора піни. За результатами дослідження підібрано склад піни, яка характеризується високою стійкістю і виносною здатністю, що попереджує випадання із піни частинок піску по шляху її руху з вибою свердловини на поверхню.

Показано негативні наслідки надходження піску із пласта в свердловину. Охарактеризовано методи очищення вибою свердловин від піщаних корків. Розглянуто характеристики промивальних агентів, їх властивості та критерії, на основі яких необхідно вибирати промивальні агенти для здійснення технологічних операцій у свердловинах. На лабораторній моделі свердловини проведено експериментальні дослідження швидкості винесення твердої фази із моделі пінними системами. За результатами експериментальних досліджень побудовано та проаналізовано графічні залежності швидкості винесення частинок піску піною від їх діаметру при використанні водних розчинів піноутворюючих ПАР з різною масовою концентрацією і стабілізатора піни. За результатами дослідження підібрано склад піни, яка характеризується високою стійкістю і виносною здатністю, що попереджує випадання із піни частинок піску по шляху її руху з вибою свердловини на поверхню.

При розробці нафтових родовищ густина сітки свердловин та їхнє взаємне розміщення відіграє надзвичайно важливу роль для визначення сумарного дебіту. Ігнорування впливу взаємодії між свердловинами може неодмінно вплинути на загальний видобуток вуглеводнів, що є небажаним результатом при розробці родовища. Внаслідок пуску, зупинки або зміни режиму роботи однієї чи кількох свердловин змінюються дебіти та вибійні тиски інших свердловин. Правильне розташування видобувних та нагнітальних свердловин є запорукою стабільного та безперервного видобутку, тому при проєктуванні слід обов'язково прораховувати відстані між свердловинами та їх розміщення для найбільш ефективного нафтовилучення. Задавшись параметрами цих свердловин, а саме, дебітами та відстанями між свердловинами (за допомогою структурної картита Google maps), проведено розрахунок зміни тиску в часі. При збільшенні тривалості роботи свердловин значення тиску в трьох досліджуваних точках зменшувалось. Як досліджуваний об'єкт вибрано IV ділянку вигодо-бистрицького покладу Долинського нафтового родовища. Коефіцієнт нафтовилучення, що зумовлений лише дією пружних сил всередині контуру нафтоносності становить 9,7 %, а за контурною зоною - 18 %. Здійснено розрахунок зміни тиску в пласті методом суперпозиції при пружному режимі для різних заданих точок та із різними інтервалами часу. Оцінено зміну тиску в пласті методом суперпозиції, при пружному режимі, для різних заданих точок за різний проміжок часу. Для даного дослідження обрали ряд свердловин, котрі гідродинамічно зв'язані між собою, а саме 909, 113, 118, 612, 715, 281, 702, 210, 609, 317, 246 та 910. Відповідно, умовні точки, в котрих визначали зміну тиску, були свердловини М1-317св, М2-246св та М3-910. Досліджено зміну потенціалу та швидкості фільтрації для точок М1, М2, М3, відносно свердловин. Швидкість фільтрації буде найбільшою в тієї свердловини, котра знаходиться найближче до всіх інших свердловин.