Проектирование добычи нефти с помощью штанговых глубинных насосов на Шелкановском месторождении нефтегазодобывающего управления НГДУ "Чекмагушнефть"

2.4. Соединяют верхнюю штангу с полированным штоком в соответствии с правилами подготовки плунжера в цилиндре насоса.

2.5. Собирают устьевое оборудование и пускают скважину в эксплуатацию.

3.4 Оптимизация режима эксплуатации скважин, оборудованных УШГН

Для обеспечения установленного технологического режима работы насосной установки и выявления причин отклонения от него систематически наблюдают за дебитом, содержанием газа и песка в добываемой продукции. Замеры на скважинах проводят по специально составленному графику не реже одного раза в 3 дня.

По данным замерам дебита и вычисленным коэффициентам подачи насоса судят о правильности установленного для скважины технологического режима или об имеющихся неполадках в работе насосной установки.

Улучшение режима эксплуатации и поддержание установленного режима в каждой скважине является очень важным мероприятием по увеличению производительности скважин.

Во время эксплуатации иногда добывные возможности скважин превышают подачу насосной установки. В то же время применение других, более высокопроизводительных способов эксплуатации скважин невозможно по различным техническим и технологическим причинам.

Поэтому стараются определить максимальный дебит жидкости, который можно получить из данной скважины путем подбора соответствующей насосной установки. Наряду с увеличением производительности скважин ставят задачу и увеличения межремонтного периода их работы. Последнее особенно важно при эксплуатации наклонных скважин.

Таким образом, критерием оптимизации ( количественным показателем экономического эффекта принимаемого решения) является прирост добычи и увеличение межремонтного периода работы скважин.

Процесс оптимизации режима работы скважин включает в себя выявление фонда скважин для технологических мероприятий по оптимизации режимов работы насосных установок, их подбор и практическое осуществление рекомендаций.

В начале расчетов по оптимизации необходимо определить коэффициент продуктивности работающей скважины. Для этого определяют забойное и пластовое давление или по динамическому и статическому уровням и дебиту, или же эти давления замеряют глубинными манометрами.

Забойное давление, рассчитываемое по динамическому уровню, складывается от массы газонефтяной смеси в затрубном пространстве скважины и затрубного давления, а также от массы газоводонефтяного столба в эксплуатационной колонне от приема насоса до верхних отверстий перфорации в работающей скважине.

Пластовое давление рассчитывают по замеренному статическому уровню во время остановки скважины на восстановление забойного давления до пластового.

Таким образом. Перед остановкой скважины отбивают динамический уровень и замеряют дебит, а по прохождении времени восстановления давления отбивают статический уровень.

Для определения максимально возможного дебита скважины задаются допустимым минимальным забойным давлением для данной скважины. При этом исходят из геолого-промысловых и технических ограничений: разрушение призабойной зоны, предотвращении выделения в призабойной зоне парафина, солей или свободного газа, сохранение целостности эксплуатационной колонны и цементного кольца и т.д.

Задаются также минимальным давлением на приеме насоса, обеспечивающим его нормальную работу, т.е. без вредного влияния газа и с необходимой величиной коэффициента подачи.

При выборе штангового насоса и параметров откачивания S и n исходят из нагрузки в точке подвеса штанг. Величина этой нагрузки ограничивается прочностью штанговой колонны и грузоподъем-ностью станка - качалки.

Остальные расчеты производят в соответствии со схемой выбора насосной установки, приведенной выше.

В наклонной скважине глубину подвески насоса определяют с учетом удлинения ее ствола.

При значительном отклонении оси насоса от вертикали ухудшаются условия работы всасывающего и нагнетательного клапанов. Поэтому определяют допустимый угол наклона, обеспечивающий нормальную работу насоса.

Надежность работы насосной установки зависит от сил трения между цилиндром и плунжером, определяемых в значительной степени величиной изгиба оси штангового насоса. Поэтому определяют радиус скважины, позволяющий располагать насос без деформации.

Оптимальный дебит в работающих скважинах можно установить путем улучшения коэффициента подачи насоса, принятия мер борьбы с песком или уменьшения суточного отбора жидкости.

На практике часто встречаются случаи, когда производительность насосной установки превышает продуктивность скважины несмотря на использование насоса малого диаметра. Такие скважины называют малодебитными (дебит менее 5 т/сут.).

После пуска в эксплуатацию малодебитной скважины насос быстро откачивает поступающую из пласта жидкость, уровень ее снижается до приема насоса. В результате этого коэффициент подачи насоса резко падает. Для повышения коэффициента полезного действия насосной установки, уменьшения износа ее отдельных узлов и сокращения расхода электроэнергии (т.е. для оптимизации режима работы насосной установки) такие скважины переводят на периодическую эксплуатацию. Последняя заключается в том, что после понижения уровня до приема насоса скважину останавливают для накопления жидкости, после чего вновь пускают в работу. Целесообразность периодической эксплуатации и соответствующий режим работы скважины устанавливают путем анализа данных исследования ее на приток.

Наиболее подходящими для перевода на периодическую эксплуатацию являются скважины, не дающие песка, имеющие низкие коэффициенты продуктивности (медленно восстанавливающие уровень жидкости) и сравнительно высокие статические уровни. К этой категории относятся скважины с высоконапорными пластами, с очень слабыми притоками жидкости.

Скважины с низким и быстро восстанавливающимся статическим уровнем нецелесообразно переводить на периодическую эксплуатацию, т.к. возникает необходимость частого запуска и остановки станка - качалки. Если этого не делать, то будет наблюдаться снижение добычи нефти.

В большинстве малодебитных скважин приток нефти из пласта непрерывно уменьшается с подъемом уровня жидкости из - за создающегося противодавления на пласт. Поэтому периоды накопления жидкости устанавливают исходя из допустимых потерь и экономической эффективности различных режимов эксплуатации малодебитной скважины.

Наибольший эффект достигается при наличии в скважинах зумпфа (часть скважины ниже подошвы эксплуатируемого пласта, используемая для накопления жидкости и различных осадков) достаточной высоты. Такие скважины эксплуатируются без противодавления на пласт.

3.5 Анализ выхода из строя УШГН на Щелкановском месторождении

Данные об отказах работы ШГН представлены в таблице 10.

Таблица 10 - Отказы УШГН с наработкой до 50 суток

За 2014 г. произошло 3 отказа в категории с наработкой до 50 суток. За 1 кв. 2015 г. произошел 1 отказа.

Таблица 11 - Отказы УШГН с наработкой от 51 до 100 суток

В 2014 г. в категории с наработкой от 51 до 100 суток произошло 8 отказов. За 1 кв. 2015 г. произошло 2 отказ.

В 2014 г. в категории с наработкой от 101 до 365 произошло 17 отказов. За 1 кв. 2015 г. произошло 7 отказов, что составляет 61% от всех отказов, произошедших в 2015 г.

3.6 Подбор оборудования УШГН

Исходные данные:

Пластовое давление Р_пл. = 15,8 Мпа;

Забойное давление Р_з = 13,8 Мпа;

Плотность нефти с_н = 850 кг/м³;

Обводненность n= 86%;

Глубина скважины Н_ф = 2100м;

Газовый фактор G= 51 м³/м³;

Длина хода плунжера S = 1500 мм;

Диаметр плунжера насоса d_пл. = 38 мм.

1. Определяем глубину спуска насоса:

, м, (1)

L = 2100 - (13,8 - 9,5 ) ·10⁶) / 965,6 · 9,8 = 1650 м

где Р_пр.опт- оптимальное давление на приеме насоса, МПа.

Оптимальное давление на приеме насоса устанавливается опытным путем для каждого месторождения Р_пр.опт = 2...2,5 МПа.

Плотность смеси ниже приема насоса:

- при малом газосодержании и обводненности более 80%, определяется по формуле:

_см=_вЧn_в+_н(1- n_в) (2)

2. Определяем плотность смеси ниже приема насоса

, кг/м³, (3)

с_см = (850 + 1,1 · 51 + 1000 · (0,86/(1- 0,86)) /(1,12 + (0,86/1- 0,86)) = 965,6 кг/м³

где в - объемный коэффициент нефти, принимаем условно 1,12.

3. Определяют объемную производительность установки, задавшись предварительно коэффициентом подачи насоса б_п = 0,6...0,8:

м³/сут, (4)

Q_об = 15/ (0,9656·0,6) =25,9 м³/сут

По диаграмме: А.Н. Адонина для базовых станков качалок выбирают по дебиту (Q_об) и глубине спуска насоса (L_н) диаметр насоса (плунжера) (d_н) и тип станка качалки (СК), смотрите рисунки 1, 2, записывают техническую характеристику выбранного станка -- качалки.

В зависимости от диаметра, глубины спуска насоса выбирают конструкцию колонны штанг [5].

Устанавливают параметры работы УШГН (режим откачки). Правильно назначенный режим откачки должен характеризоваться максимальной длиной хода S (см. техническую характеристику выбранного СК), минимальным диаметром насоса. Число качаний вычисляется по формуле:

4. Определяем число качаний балансира в минуту:

, (5)

где F_пл- площадь поперечного сечения плунжера, определяют, но справочным таблицам или по формуле:

n = 25,9/(1440·15,2·1,5·0,6·0,9656) =14 кач/мин

5. Определяем площадь поперечного сечения плунжера насоса:

, м², (6)

F_пл = (3.14 · (0,044)²) / 4 = 0,00152 м²

6. Определяют необходимую мощность по формуле Д. В. Ефремова:

N=0,000401ЧрЧЧSЧnЧ_смЧL_н, кВт, (7)

N=0,000401·3,14·(0,038)²·1,5·14·965,6·1650·((10,9·0,82)/0,9·0,82+0,6)·1=59,6 кВт

где з_н и з_ск - соответственно КПД насоса и КПД станка-качалки, з_н = 0,9, з_ск = 0,82;

a_п - коэффициент подачи насоса (см. пункт 3); К - коэффициент степени уравновешенности СК, дли уравновешенной системы К = 1-2. Выбирают тип электродвигателя.

По диаграмме Адонина определяем тип станка-качалки:

СК10-2115

тип насоса НВ2-38

Насос вставной с нижним расположением замковых опор с диаметром плунжера 38 мм, длиной хода плунжера 1500 мм, длинной самого плунжера 1000 мм.

Заключение

На основании вышеизложенного можно сделать следующие выводы.

Шелкановское нефтяное месторождение находится на последней стадии разработки. Балансовые запасы нефти в сумме по месторождению составляют 13866 тыс. тонн, извлекаемые 507 тыс. тонн. Нефти месторождения имеют категорию запасов В и В+С₁.

Продуктивные горизонты месторождения залегают на глубинах в интервале 950-1500 м. Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина по месторождению составляет 4,2-4,7 на залежи среднего карбона, 5,6 м в бобриковском горизонте и 24,1 в турнейском ярусе. Коэффициент пористости по месторождению меняется в пределах от 9 до 19%, коэффициент проницаемости - от 0,035 до 0,32 мкм². Пластовое давление 10-14 МПа, температура и 22-25⁰С.

С начала разработки добыто нефти 4,837 млн. тонн нефти, что составляет 34,9% от балансовых и 95,4% от извлекаемых запасов месторождения.

Действующий фонд добывающих скважин месторождения составляет 42 скважины, из них ШСНУ - 83%, УЭЦН - 17%. Среднесуточный дебит месторождения по нефти составляет 44 т/сут, по жидкости - 1334,5 т/сут., средний дебит одной скважины в сутки по нефти - 1,04 т/сут, по жидкости - 31,77 т/сут. Фонд нефтяных скважин высокообводненный - 90,5% скважин имеют обводнённость выше 50%.

Обводнённость по месторождению в среднем составляет 96,0%.

Основными причинами, осложняющими эксплуатацию и приводящие к отказам ШСНУ в условиях Шелкановского месторождения являются: обрыв штанг, утечки НКТ, АСПО, износ плунжерной пары, заклинивание плунжера, износ полированного штока, отворот приемного клапана.

Большое количество ремонта из-за АСПО, которые откладываются в насосе и НКТ. Примерно одинаковое количество ремонтов приходится на обрыв штанг, износ полированного штока и отворот приемного клапана. Это связано с повышенным износом подземного оборудования по причине превышения плановых нормативных сроков эксплуатации, а также с эксплуатацией насосов в невертикальных и искривленных интервалах ствола скважин. Это происходит вследствие того, что при откачке высоковязкой продукции в подземной части установки возрастают силы гидродинамического сопротивления, которые приводят к увеличению максимальной нагрузки в точке подвеса штанг.

Ресурс работы подземного оборудования после капитального ремонта существенно ниже ресурса нового оборудования.

Интенсивность износа плунжерной пара повышается с ростом обводненности продукции, а также попаданием в насос песка.

Значительное число отказов занимают обрывы полированного штока, происходящие по причине использования в качестве штоков обычных штанг.

Причиной износа клапанов являются - засорение продуктами коррозии, песком из пласта, парафином, засорение веществами с поверхности, что связано с некачественным проведением текущего ремонта скважин.

На сегодняшний день ШСНУ экономически выгодно применять, т.к. эта установка неприхотлива в обслуживании, проста в изготовлении и ремонте и при эксплуатации ШСНУ обводненность практически не меняется.

Основное применение на месторождении получили насосы вставного типа НСВ-44, НСВ-32, насосы типа НСН-70.

Важным является вопрос грамотного подбора типоразмера ШСНУ на конкретную скважину, для обеспечения надежного вывода на режим и последующей работы.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1 ОАО АНК «Башнефть» НГДУ «Чекмагушнефть». Расчеты экономической эффективности внедрения новой техники и геолого-технологических мероприятий. - Дюртюли, 2014. - 77 с.

2 Геолого-технологические особенности разработки нефтяных месторождений северо-запада Башкортостана /Ф.Х.Хатмуллин, И.М.Назмиев, В.Е.Андреев, Ю.А.Котенев, Л.Н.Загидуллина, Ш.Х.Султанов// М., 1999. - 120 с.

3 Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта. Учебник для вузов. - М.: Недра, 1982. - 311 с.

4 Годовой отчет деятельности НГДУ «Чекмагушнефть» за 2014 год. Дюртюли, 2015.

5 Коршак А.А., Шаммазов А.М. Основы нефтегазового дела. - Уфа: Дизайн Полиграф Сервис, 2002. - 544 с.

6 Мищенко И.Т. Расчёты при добыче нефти и газа - М.: Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, 2008. - 296 с.

7 Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти. - М.: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003. - 307 с.

8 Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти: Учебное пособие для вузов. - М71 2-е изд., испр. - М: Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2007. - 826 с.

9 Покрепин Б.В. Способы эксплуатации нефтяных и газовых скважин. - Волгоград: Издательство «ИнФолио», 2008. - 352 с.

10 Ривкин П.Р. Техника и технология добычи нефти и подготовки нефти на нефтепромыслах : Справочное пособие для разработчиков нефтегазовых месторождений. 2-е изд. - Уфа: Дизайн Полиграф Сервис, 2008 - 496 с.

11 Сборник задач по разработке нефтяных месторождений / Ю. П., И.Н. Стрижов, А.Б. Золотухин идр. - М.: Недра, 1995. - 296 с.

Размещено на Allbest.ru