Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство энергетики РФ

Лянторский нефтяной техникум

Специальность 0906

Эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Курсовой проект

Тема: Эксплуатация УШСН

Разработал:

Р.Д. Кирасиров

Руководитель:

Е.К. Лосева

2003

Содержание

Введение

1. Геологический раздел

1.1 Орогидрография

1.2 Тектоника

2. Технико-технологический раздел

2.1 Фонд скважин, оборудованных УСШН на Лянторском месторождении

2.2 Схема работы УСШН, назначение основных узлов

2.3 Характеристика осложнений при эксплуатации УСШН

2.4 Условия применения штанговых насосов

2.5 Исследование скважин, оборудованных УСШН

2.6 Методы предупреждения и борьба с отложениями парафина

2.7 Эксплуатация УСШН при повышенном содержании механических примесей в добываемой продукции

2.8 Эксплуатация УСШН при высоком содержании свободного газа на приеме насоса

2.9 Эксплуатация УСШН в наклонно-направленных скважинах

2.10 Подбор оборудования к скважине оборудованной УСШН, скважина №4231 куст №647, ЦДНГ-3

2.11 Мероприятия, направленные на повышение эффективности и надежности работы УСШН

2.11.1 Применяемое дополнительное специальное оборудование

2.11.2 Мероприятия, проводимые на Лянторском месторождении для депарафинизации скважин оборудованных УСШН

3. Охрана труда и противопожарная защита

3.1 Общие требования при обслуживании нефтяных и газовых скважин

3.2 Правила безопасной эксплуатации станков-качалок и глубинно-насосного оборудования

3.3 Противопожарная защита при эксплуатации УСШН

4. Охрана недр и окружающей среды

4.1 Общие положения

4.2 Охрана недр и окружающей среды при добыче нефти и газа в условиях НГДУ «Лянторнефть»

Заключение

Список литературы

Введение

Для современного периода развития нефтяной промышленности России характерно вступление в стадию падающей добычи. В нефтяной отрасли сложилась неблагоприятная геолого-техническая структура запасов нефти, в которой доля традиционных (технически освоенных) запасов составляет лишь 35%. В то же время на долю трудно извлекаемых запасов нефти (низкопроницаемые пласты, остаточные запасы, глубокопогруженные горизонты, высоковязкие нефти, подгазовые зоны) приходится 2/3 или 65%.

Следствием ухудшения структуры запасов становится резкое снижение средних дебитов добывающих скважин. скважина насос недр

Под влиянием ухудшающейся структуры запасов происходит рост капиталоемкости и трудоемкости добычи нефти. Многие крупные месторождения ОАО «Сургутнефтегаз», в частности Лянторское месторождение характеризуются сегодня высокой степенью выработанности запасов и интенсивным ростом обводненности продукции.

Области применения различных видов нефтедобывающего оборудования основывается на теоретических расчетах рабочих параметров скважинных насосов и подземного оборудования на основании данных для оптимального режима работы установок добычи нефти. Эти характеристики будут ухудшаться по мере износа оборудования и ухудшения условий эксплуатации. Как только условия эксплуатации усложняются, области экономически целесообразного применения различных способов могут существенно измениться.

На данной стадии разработки Лянторского месторождения приходится заменять УЭЦН на ШСНУ, вследствие высокой обводненности, выработки запасов и малого притока жидкости. В настоящее время этими установками оборудовано 8,08% от эксплутационного фонда скважин. Существующая технология позволяет эксплуатировать скважины УСШН в диапазоне дебитов от 6 м3/сут до 29 м3/сут по жидкости и от 0,1 т/сут до 12,9 т/сут по нефти.

На Лянторском месторождении осложняющими факторами являются: наклонно-направленный ствол и значительная искривленность скважины; низкие динамические уровни и продуктивность скважины; повышенное газосодержание продукции скважины на подгазовых зонах; наличие мехпримесей в откачиваемой продукции; повышенная вязкость перекачиваемой жидкости; асфальтосмолопарафиновые отложения (АСПО); отложения солей угольной кислоты; коррозия подземного оборудования; накопление столба воды между забоем скважины и приемом насоса.

В данном курсовом проекте рассматривается эксплуатация УШСН в осложненных условиях Лянторского месторождения.

1. Геологический раздел

1.1 Орогидрография

Лянторское месторождение расположено в Сургутском районе Ханты - Мансийского автономного округа Тюменской области в среднем течение реки Пим, с 49 по 163км от устья. В орогидрографическом отношении территория Лянторского месторождения представляет собой слабо пересеченную, значительно заболоченную аккумулятивную равнину. Абсолютные отметки рельефа изменяются от +45м (южная часть) до +80м (северная часть).

Гидрографическая сеть развита широко и представлена рекой Пим и сетью ее притоков. На водоразделах расположены озера и болота различных размеров. Озера занимают 22% территории месторождения. Наиболее крупные озера: Энтьлор, Токтурылор, Монкетлор, Сыхтынглор, Киуснэлор, Неримлор и другие.

На территории месторождения судоходна лишь река Пим. Большая часть территории покрыта труднопроходимыми болотами, на северо-востоке отличается сплошная озерно-болотная система.Обзорная карта приведена на рисунке 1.1.1

Лесные массивы расположены вдоль реки и на водоразделах участками среди обширных болот, занимают 12% от общей площади и состоят из кедра, лиственницы, сосны и березы. Болотистые участки покрыты мхом, реже встречаются редколесье.

Климат района резко континентальный. Зима продолжительная и снежная, часты метели и снегопады, толщина снежного покрова достигает 1,5 м. Лето короткое, сравнительно теплое и дождливое. Среднегодовые температуры в районе месторождения составляют -30С -40С.

Районный центр г. Сургут является крупным речным портом в Среднем Приобье, связан железной дорогой с городами Тюмень, Нижневартовск, Тобольск, Уренгой. Город связан авиалиниями со многими крупными населенными пунктами севера и юга области, а также с европейской частью страны.

Рисунок 1.1.1 Обзорная карта

Среди источников питьевого и технического водоснабжения возможно использование пресных поверхностных вод, пресных подземных вод, четвертичных и палеогеновых отложений, а так же минерализованных и высокотемпературных вод апт-альб-саломанского водоносного комплекса.

Район относится к слабо заселенным, плотность населения не превышает одного человека на 1 км2, коренное население (ненцы, ханты, манси и селькупы) занимаются исключительно оленеводством, пушным и рыбным промыслом. В последние годы местное население принимает активное участие в проведении работ по разработке и добыче нефти.

В непосредственной близости от месторождения находится город Лянтор, расположенный на левом берегу реки Пим. Наиболее крупный населенный пункт город Сургут, расположен в 75км к юго-востоку от месторождения. Действующий магистральный нефтепровод Усть-Балык-Омск проходит в 75км. к юго-востоку от месторождения. С развитием работ по разработке и добыче нефти и газа район получил значительные перспективы для экономического развития всего народного хозяйства.

1.2 Тектоника

В пределах Западно-Сибирской плиты выделяются три структурно-тектонических этажа. Формирование нижнего закончилось в палеозое и соответствует геосинклинальному этапу развития плиты. Он представлен изверженными, эффузивными и метаморфическими породами, подвергнувшимися орогенезу.

Промежуточный структурно-тектонический этаж соответствует отложениям пермотриасового возраста. В пределах Лянторского месторождения он представлен эффузивами (туфами и базальтами) и значительно менее дислоцирован. По данным сейсморазведочных работ, в том числе и методом МОВ ОГТ, два нижних этажа на территории изучаемого месторождения характеризуются наличием дизъюнктивных нарушений. Структурная поверхность по отражающему горизонту «А» представляет чередование приподнятых и опущенных блоков различной ориентации, разности абсолютных отметок вдоль разломов достигают более 40 метров.

Отложения верхнего структурно-тектонического этажа (осадочного чехла) накапливались в условиях устойчивого прогибания фундамента и представлены терригенными отложениями. Они характеризуются пликативными дислокациями.

Согласно тектонической карты мезозойско-кайнозойского платформенного чехла Западно-Сибирской геосинеклизы Лянторское месторождение расположено в пределах Хантейской антеклизы в северо-западной части Сургутского свода. Здесь выделяются две положительные структуры второго порядка: Востокинский и Пимский валы.

Пимский вал по отражающему горизонту “Б” оконтуривается сейсмоизогипсой -2700м, в пределах которой, его размеры составляют 20х190 км. Он имеет субмеридиональное простирание с погружением его оси в южном направлении на 300 м. Вал осложнен рядом локальных поднятий, наиболее северное из которых Лянторское входит в состав одноименного месторождения. Поднятие оконтурено изогипсой -2680 м и имеет субмеридиональное простирание. Его амплитуда составляет 90 м.

К северу от Пимского вала находится Востокинский вал, имеющий также субмеридиональное простирание. Его размеры 20х55 км. Он осложнен поднятиями третьего порядка. Два южных из них, Январское и Востокинское, составляют северную часть изучаемого месторождения. Востокинская структура является наиболее крупной, оконтуривается по отражающему горизонту “Б” изогипсой -2680 м и имеет форму брахиантиклинальной складки меридионального простирания с размерами 4х16 км. Ее амплитуда достигает 15 м.

Следует отметить, что объединение в пределах одного месторождения частей двух структур второго порядка, выделенных по отражающему горизонту “Б”, ставит под сомнение наличие между ними прогиба достаточной амплитуды и качество сейсморазведки. Представляется достаточно обоснованным выделения здесь Востокинско-Пимского вала как единой структуры.

С востока к Востокинскому поднятию примыкает группа малоамплитудных незначительных по размерам локальных поднятий (Тайбинское, Тутлимское и Таняунское), также входящих в состав Лянторского месторождения.

В целом для Лянторской группы поднятий Сургутского свода отличается унаследованность развития структурных форм.

2. Технико-технологический раздел

2.1 Фонд скважин, оборудованных УСШН на Лянторском месторождении

Фонд скважин, оборудованных ШСНУ на 1 января 2002 года, составляет:

1) дающих - 259 скважин

2) простаивающих - 11 скважин

3) бездействующих - 51 скважина

В 2001 году на фонде скважин оборудованных ШСНУ был произведен 131 ремонт, связанный с заменой ШСН, семь из которых неэффективные, что составляет 5% от всех выполненных ремонтов.

В таблице 2.2.1 указан фонд скважин НГДУ "Лянторнефть" на Лянторском месторождению на 1.01.2002 г.

Наличие и возрастной состав станков-качалок по НГДУ "Лянторнефть" на 1.01.2002 года указан в таблице 2.2.2.

Таблица 2.2.2 Наличие и возрастной состав станков-качалок по НГДУ "Лянторнефть" на 1.01.2002 года

Тип СКН	Кол.	Период эксплуатации
		3-5 лет	5-10 лет	10-15 лет
UP-9Т-2500-3500	126			126
СКД-8-3-4000 (Баку)	111		5	106
ПНШ-80-3-40	66		61	5
ПФ-8-3,5-4000	52		47	5
С-320Д (США)	5		5
СКД-8-3-4000 (Пермь)	11		11
СКС-8-3-4000	34		33	1
ПШГН-8-3-5500	2		2
ВСЕГО	407		164	243

В таблице 2.2.3 указаны типоразмеры насосов применяемых на Лянторском месторождении.

Таблица 2.2.3 - Типоразмеры насосов применяемых на Лянторском месторождении

Типоразмер, в т.ч.	Всего	ОСТ	API
			Импортные	Ижевский завод
НСВ-28	4			4
НСВ-32	253	140		113
НСВ-38	34			34
НСВ-44	28			28
НСН-32
НСН-44	2			2
НСН-57
Итого	321	140		181

Таблица 2.2.1 - Фонд скважин НГДУ "Лянторнефть" на Лянторском месторождению на 1.01.2002 г.

	HГДУ	ЦДHГ-1	ЦДHГ-2	ЦДHГ-3	ЦДHГ-4	ЦДHГ-5	ЦДHГ-6	ЦДHГ-7	ЦДНГ-8	Лянторское Месторождение
Всего скважин	5949	1092	981	752	788	666	771	649	234	5715
Эксплуатационный фонд	3973	674	611	536	523	485	570	462	110	3863
Фонтан	123	19	47	9	13	9	7	14	5	118
ЭЦН	3176	446	463	427	470	440	483	346	99	3077
ШГН	321	112	82	17	31	8	39	26	6	315
ЭЦО/ЭЦЛ	302/51	93/4	16/3	67/16	9/0	23/5	30/11	64/12	0/0	302/51
Действующий фонд	3696	630	543	499	490	461	535	430	106	3590
Дающий фонд	3600	614	520	489	481	450	523	416	105	3495
Фонтан	46	5	27		1	6	1	3	3	43
ЭЦН	2944	412	424	391	443	408	453	315	96	2848
ШГН	259	100	50	15	28	8	29	23	6	253
ЭЦО/ЭЦЛ	301/50	93/4	16/3	67/16	9	23/5	29/11	64/11		301/50
Простой	96	16	23	10	9	11	12	14	1	95
Фонтан	4		2	1				1		4
ЭЦН	80	15	16	9	8	11	9	11	1	79
ШГН	11	1	5		1		2	2		11
ЭЦО/ЭЦЛ	1/0						1			1/0
% от эксплуатац.	2,42	2,37	3,76	1,87	1,72	2,27	2,11	3,03	0,91	2,5
Бездействие	274	44	68	37	33	24	35	30	3	271
Фонтан	70	14	18	8	12	3	6	8	1	69
ЭЦН	152	19	23	27	19	21	21	20	2	150
ШГН	51	11	27	2	2		8	1		51
ЭЦО/ЭЦЛ	0/1							0/1		0/1
% от эксплуатац.	6,90	6,53	11,13	6,90	6,31	4,95	6,14	6,49	2,73	7

2.2 Схема работы УСШН, назначение основных узлов

Отличительная особенность штанговой скважинной насосной установки (ШСНУ) состоит в том, что в скважине устанавливают плунжерный (поршневой) насос, который приводится в действие поверхностным приводом посредством колонны штанг.

Оборудование ШСНУ включает: а) наземное и б) подземное.

а) к наземному оборудованию относиться: станок-качалка; пульт управления, устьевое оборудование.

б) подземное оборудование.

Основное подземное оборудование включает: подъемный лифт; колонна штанг; штанговый насос.

Вспомогательное подземное оборудование с учетом осложняющих факторов Лянторского месторождения эксплуатации включает: сепарирующее устройство; фильтр-заглушка на приеме насоса; дозатор ингибиторов парафиноотложений и коррозии; клапан - отсекатель; ловитель приемного клапана и автосцеп колонны штанг; скребки - центраторы (или просто центраторы) колонны штанг; активатор магнитный скважинный; демпфирующее устройство (амортизатор) колонны штанг; тяжелый низ колонны штанг; сливной клапан; клапан для перепуска газа из затрубного пространства в выкидную линию; отсекатель устьевой сальниковый.

В качестве подъемного лифта используются НКТ с условным диаметром, равным 73 мм. Могут быть использованы как гладкие, так и трубы с высаженными наружу концами, изготовленные по ГОСТ 63, или импортные трубы, изготовленные по стандарту американского нефтяного института (АНИ).

Насосные штанги диаметром 19, 22, 25мм.

ШСН вставной и невставной.

Электродвигатель через клиноременную передачу и редуктор придает двум массивным кривошипам, расположенным с двух сторон редуктора, круговое движение. Кривошипно-шатунный механизм в целом превращает круговое движение в возвратно-поступательное движение балансира, который качается на опорной оси, укрепленной на стойке. Балансир сообщает возвратно-поступательные движение штангам и через них плунжеру ШСН.

2.3 Характеристика осложнений при эксплуатации УСШН

На Лянторском месторождении при эксплуатации УСШН могут проявляться следующие осложняющие факторы:

1)Наклонно-направленный ствол и значительная искривленность скважины;

2)Низкие динамические уровни и продуктивность скважины;

3)Повышенное газосодержание продукции скважины на подгазовых зонах;

4)Наличие мехпримесей в откачиваемой продукции;

5)Повышенная вязкость перекачиваемой жидкости;

6)Асфальтосмолопарафиновые отложения (АСПО);

7)Отложения солей угольной кислоты;

8)Коррозия подземного оборудования;

9)Накопление столба воды между забоем скважины и приемом насоса.

Вопрос эксплуатация УСШН в наклонно-направленных скважинах рассматривается в пункте 2.9.

Повышенное газосодержание продукции скважины на подгазовых зонах - этот осложняющий работу фактор рассматривается в пункте 2.8.

Фактор наличия мехпримесей в откачиваемой продукции, влияющий на эксплуатацию УСШН, разобран в пункте 2.7.

Для эксплуатация скважин с повышенной вязкостью перекачиваемой жидкости.

Основным способом подъема таких нефтей на поверхность - штанговый скважиннонасосный. Это объясняется малодебитностью скважин и экономической неэффективностью других способов. В процессе эксплуатации возникают осложнения, вызванные силами гидродинамического трения при движении штанг в жидкости, а также движения жидкости в трубах и через нагнетательный и всасывающий клапаны. Вредное влияние гидродинамических сил трения сводится к увеличению максимальной нагрузки pmax, уменьшению минимальной нагрузки pmin и коэффициента полезного действия ШСНУ. При откачке нефтей с вязкостью более 500 мПа•с может происходить «зависание» штанг в жидкости при ходе вниз.

С целью уменьшения влияния вязкости применяют различные технические приемы и технологические схемы добычи. Увеличивают диаметр НКТ, насоса и проходные сечения в клапанах насоса, устанавливают тихоходный режим откачки (уменьшают число качаний до 3-4 мин -1 и длину хода до 0,6-0,9 м). Силы гидродинамического трения прямо пропорциональны скорости откачки sn.

При обводненности продукции nв = 0,4-0,8 водонефтяные эмульсии обладают высокой вязкостью, а гидродинамические силы трения достигают наибольшей величины. Если эмульсия неустойчива, то на забое накапливается вода, что вызывает рост забойного давления. С целью снижения забойного давления можно применить хвостовик или увеличить глубину спуска насоса, если этому не препятствует степень загруженности станка-качалки. При откачке эмульсии типа нефть в воде возрастают износ, утечки, снижается усталостная прочность штанг, повышается их обрывность.

Вопрос отложения асфальтенов, смол и парафинов рассмотрен в пункте 2.6.

При эксплуатации УСШН на Лянторском месторождении, происходит отложение карбонатных солей, кальцита СаСО3. Отложений солей могут происходить практически на всем пути движения воды - в пласте, скважине, трубопроводах и оборудовании установок подготовки нефти. В основном солеотложения наблюдаются при внутриконтурном заводнении пресными водами, что связывают с обогащением закачиваемых вод сульфатами при контакте с остаточными водами и растворении минералов. Причинами отложения солей считают: а) химическую несовместимость вод (например, щелочных с жесткими), поступающих в скважины из различных горизонтов или пропластков; б) перенасыщенность водно-солевых систем при изменении термодинамических условий.

Отложения солей приводят к уменьшению добычи нефти, сокращению межремонтных периодов работы скважин, а в ряде случаев они столь велики, что вообще затрудняют эксплуатацию.

Основными компонентами солей могут быть либо гипс, либо карбонаты кальция и магния (CaCO3, MgCO3, CaSO4 и др.). В состав входят также диоксид кремния, оксидные соединения железа, органические вещества (парафин, асфальтены, смолы) и др. осадки могут быть плотными или рыхлыми, прочность сцепления с металлом возрастает с глубиной залегания пласта. Различный состав и структура отложений требуют индивидуального подхода к выбору метода с ними на каждом конкретном месторождении.

Все методы борьбы с отложениями солей можно подразделить на две группы: методы предотвращения выпадения солей и методы удаления отложений солей.

В комплекс работ по подготовке заводнения входит проверка закачиваемых вод на химическую совместимость с другими водами, с которыми они смешиваются в поверхностных или пластовых условиях.

Наиболее приемлемый метод предотвращения выпадения солей в трубах - применение химических реагентов (ингибиторов солеотложений). Их периодически задавливают в пласт и закачивают в затрубное пространство добывающих скважин. Ингибиторы с «пороговым эффектом» покрывают микрокристаллические ядра образующегося осадка, замедляют их рост и удерживают в растворе во взвешенном состоянии. Наиболее эффективны полифосфаты, органические фосфаты, соли сульфокислот, акрилсульфонаты, гексаметафосфат и триполифосфат натрия, аммофос и др. отложение солей полностью предотвращается при дозировке 20 г/м3 ингибиторов на основе комплексонов (ПАФ-13, ДПФ-1, инкредол-1, фосфанол, СНПХ-5301).

Менее эффективно воздействие на растворы магнитными силовыми полями и ультразвуком, а также использование защитных покрытий (стекло, высокомолекулярные соединения). Для борьбы с отложением солей в нефтеводосборном трубопроводах рекомендуется установка у устья специальных гипсосборников.

Отложения солей удаляются с помощью химических реагентов и, в крайнем случае, разбуривают долотом.

При химическом методе удаления осадка гипса преобразовывают в водорастворимую соль сульфата натрия (калия) и в осадки карбоната или гидроксида кальция, которые затем растворяют солянокислотным раствором и промывают водой. В качестве преобразовывающих реагентов эффективно использование карбоната и бикарбоната натрия или калия, а также гидроксидов щелочных металлов. Реагент вводят в интервал отложений, периодически его прокачивают или даже осуществляют непрерывную циркуляцию. Затем проводят СКО и промывают водой.

Предложена также термохимическая обработка осадка солянокислотным раствором с добавкой хлористого натрия или аммония. Соль растворяют в кислоте при подогреве на поверхности с помощью ППУА и горячую смесь закачивают в скважину. Однако реагент вызывает активную коррозию, а процесс является дорогим и трудоемким.

Во время простоя и эксплуатации УСШН происходит процесс коррозии подземного оборудования.

Коррозионное разрушение - одна из распространенных причин отказов оборудования скважин. В основном распространена электрохимическая коррозия, представляющая собой самопроизвольный процесс разрушения металла при контакте с электролитической средой, которой является пластовая вода.

С увеличением содержания воды в продукции скважины происходит расслоение водонефтяной эмульсии и появление воды в качестве отдельной фазы. На металле образуется водная прослойка той или иной толщины, что обусловливает активизацию коррозионного процесса, интенсивность которого в значительной степени зависит от наличия в смеси таких агрессивных компонентов, как сероводород, углекислый газ и минеральные соли.

Электрохимическая коррозия оборудования обычно протекает не изолированно, а в сочетании с различными видами механического воздействия на него, что обусловливает возникновение и развитие процессов коррозионной усталости, вызывающих изломы оборудования.

Совместное воздействие на оборудование повторно-переменных нагрузок и эксплуатационной среды вызывает его коррозионную циклическую усталость. Этому виду разрушения подвержены прежде всего колонны насосных штанг.

Наблюдения за характером обрывов насосных штанг и НКТ на различных нефтяных месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» показали, что 98 % всех обрывов происходит в результате коррозионно-усталостного разрушения.

В большинстве случаев излом происходит по телу и значительно реже - по резьбе. Наибольшее число обрывов происходит в месте перехода от головки к телу штанги на расстоянии 20 - 150 мм от головки.

С целью предупреждения коррозии подземного оборудования, а также отложения парафина в подъемных трубах и на теле штанг применяют ингибиторы коррозии и парафиноотложений.

Применяют дозаторы как наземные, так и глубинные в зависимости от условий и потребностей производства.

При наземном дозировании ингибиторов в затрубное пространство, рекомендуется использовать дозатор типа УДС (390-1006-85). Приводимый в действие станком-качалкой.

Глубинное дозирование ингибиторов рекомендуется осуществлять с помощью дозаторов типа ДСИ-107 и ДГ-02/25 (ТУ 39-1141-86). При этом предпочтение отлается ДСИ-107.

Глубинные дозаторы рекомендуется использовать в случаях, когда штанги не оснащены скребками - центраторами и когда по условиям эксплуатации не требуется установка газового сепаратора на приеме насоса.

Факторы, определяющие коррозионный признак среды на Лянторском месторождении:

а) Скорость коррозии > 0,1 мм/год;

б) Средняя годовая заменяемость труб и штанг > 20%;

в) Наличие более 50% минерализованных пластовых вод, при общей минерализации 200-500 мг · экв/л с преобладанием ионов Na, Cl;

г) Присутствие агрессивных газов: сероводорода Н2S, углекислого газа СО2 или кислорода О2.

Процесс коррозии и солеотложения следует рассматривать как единый химический процесс, существенно осложняющий эксплуатацию нефтепромыслового оборудования. При проведении защитных мероприятий, например ингибирования, необходимо учитывать взаимосвязь этих процессов, иначе эффективность проводимых мероприятий может значительно понизиться.

Накопление столба воды между забоем скважины и приемом насоса, возникает вследствие того, что плотность воды выше плотности нефти, а

следовательно она опускается вниз. С этим осложнением борются по средством спуска башмачной трубы.

2.4 Условия применения штанговых насосов

Область рационального применения УСШН на Лянторском месторождении ограничена дебитами от 20 до 30 м3/сут. Для этих условий достаточно применять насосы с диаметром плунжера 28 мм, 32 мм, 38 мм и 44 мм. Оптимальные значения диаметра плунжера Dпл в зависимости от дебита жидкости Qж приведены в таблице 2.4.1.

Таблица 2.4.1 - Оптимальное значение диаметра плунжера Dпл в зависимости от дебита жидкости Qж.

Qж, м3/сут	<10	10-15	15-30	20-40	>40
Dпл, мм	28	32	38	44	57

При выборе насоса необходимо подобрать не только диаметр плунжера, но и тип насоса.

В настоящее время насосы выпускаются в соответствии с ОСТ 26-16-06-86. Рекомендуемая область применения насосов различного исполнения приведена в таблице 2.4.2.

Для использования на Лянторском месторождении рекомендуются насосы, имеющие типоразмеры в таблице 2.4.3.

В таблице 2.4.3 отсутствуют насосы НВ2Б, НВ1БТ..И, НВ1БД1, НН2БУ, ННБА, НН2БТ..И, т.к. эти насосы предназначены для условий, гораздо более тяжелых, чем на Лянторском месторождении.

Насосы вставного типа НВ предпочтительны в скважинах с высотой подъема жидкости более 1000 м и при часто проводимых спуско-подъемных операциях.

Насосы невставного типа требуют подъемных труб меньшего размера и обеспечивают подъем больших объемов жидкости, чем насосы НВ. Насосы с символом «С» в шифре - НВ1С, НН1С, НН2С - имеют составной втулочный цилиндр и предназначены для эксплуатации в неосложненных условиях.

Насосы с символом «Б» в шифре имеют безвтулочный цельный цилиндр и предназначены для работы в более тяжелых условиях, чем насосы с составным цилиндром.

Насосы НВ1Б, НВ2Б, НН2Б рекомендуются для эксплуатации при отсутствии осложняющих факторов.

При осложненных условиях следует применять насосы специального назначения.

При заметном влиянии песка следует применять насосы в абразивостойком (износостойком) исполнении НВ1Б..И, НН2Б..И.

Нефти Лянторского месторождения при обводненности от 40 до 70% могут образовывать высоковязкую водонефтяную эмульсию. При высокой вязкости жидкости рекомендуются использовать насос НН1БД1. Этот насос является двухплунжерным с гидроусилителем и предназначен для добычи жидкости вязкостью до 300 мПа•с.

На подгазовых зонах при повышенном содержании газа в пластовой жидкости рекомендуется применять специальный насос с гидроусилителем НВ1БД2.

Таблица 2.4.3 - Типоразмеры скважинных штанговых насосов, рекомендуемые для применения на Лянторском месторождении

Исполнение насоса	Область применения
	Дебит жидкости, м3/сут	Высота подъема жидкости, м	Осложня-ющие факторы
	<10	10-15	15-20	>20
	Диаметр плунжера, мм
	29	32	38	44
НВ1С НВ1Б НВ1Б..И НВ1БД2	+	+	+	+	1500-2500 1200-2500 1200-2500 1200	неприменим неприменим песок газ
НН1С НН2С НН2Б НН2Б..И ННБД1	+ - - - -	+ + + + -	- - - - -	+ + + + +	1200-1500 900-1500 800-1500 1000-1500 1000-1500	неприменим неприменим неприменим песок вязкость
«+» - данный типоразмер предусмотрен ОСТ 26-16-06-86; «-» - данный типоразмер не предусмотрен ОСТ 26-16-06-86.

Важной характеристикой насоса является группа посадки плунжера. Зазор в плунжерной паре зависит от группы посадки, смотри таблицу 2.4.4.

Таблица 2.4.4 - Соотношение группы посадки и зазора в плунжерной паре

Группа посадки	0	1	2	3
Зазор hпл, мкм мм	0-45 0-0, 045	20-70 0,02-0,07	70-120 0,07-0,12	120-170 0,12-0,17

Состояние пары плунжер-цилиндр существенным образом сказывается на работоспособности штанговой установки. Исследования надежности УСШН, проведенные институтом АзНИПИнефть, показали, что 15-30% преждевременных подъемов насосов происходит из-за несоответствия начального зазора пары условиям эксплуатации.

Для оперативного выбора группы посадки можно использовать следующие рекомендации:

при высокой температуре или повышенной вязкости жидкости - 2 и 3 группы;

при низкой температуре или пониженной вязкости жидкости - 1 группа;

при высоте подъема жидкости <1200 м - 2 группа;

при высоте подъема жидкости >1200 м - 1 группа;

при больших значениях Nв, Dпл, Sшт•Nк - 1 группа;

при повышенном устьевом давлении - 1 группа.

Для Лянторского месторождения рекомендуется использовать насосы 1 группы при Nв > 50% и - 2 группы при Nв < 50%.

Глубина спуска насоса, погружение под динамический уровень, давление и газосодержание на приеме насоса являются взаимосвязанными величинами. Оптимальное с технико-экономической точки зрения значения этих величин могут быть выбраны лишь на основе эксплуатации УСШН на данном либо схожем по условиям месторождении.

На месторождениях Западной Сибири погружение составляет 200 - 500 м при давлении на приеме 2,5 - 4,5 МПа.

Для условий Лянторского месторождения при отсутствии газозащитных устройств на приеме насоса рекомендуется принимать погружение в зависимости от обводненности в пределах от 200 м при высокой обводненности (Nв = 100%) до 400 м при нулевой обводненности.

При защищенном приеме насоса эти цифры составят 150 м и 200 м соответственно.

На месторождении существует геолого-технические ограничения глубины динамического уровня. Согласно требованиям разработки забойное давление должно быть не меньше, давление насыщения. Максимально допустимая глубина динамического уровня Нур max, соответствующая минимально допустимому забойному давлению Рзб min при затрубном давлении 1,0 МПа и плотности жидкости между забоем скважины и приемом насоса 950 кг/м3, смотри таблицу 2.4.5.

Таблица 2.4.5 - Максимально допустимая глубина динамического уровня, допустимое забойное давление по пластам АС 9-11

Пласт	АС-9	АС-10	АС-11
Рзб min, МПа	15,6	13,4	8,8
Нур max, м	490	720	1220

Рекомендуется избегать установки насоса в зонах повышенной кривизны ствола скважины. При работе насоса в таких зонах может происходить заклинивание плунжера в цилиндре.

2.5 Исследования скважин, оборудованных УСШН

Контроль за работой скважины, оборудованной ШСНУ, осуществляется путем ее исследования и динамометрирования.

Насосные скважины, оборудованные ШСНУ, исследуют в основном при установившихся режимах с целью получения индикаторной линии Q(Дp) и установления зависимости дебита Q от режимных параметров работы установки. По данным исследования аналогично, как и при других способах эксплуатации, определяют параметры пласта и устанавливают режим работы скважины.

Дебит скважины Q равен подаче установки, которая описывается уравнением

Q = 1440·F·s·n·бп,

где F - площадь поперечного сечения штанг; s - длина хода устьевого плунжера (цилиндра) насоса; n - число ходов (качаний головки балансира) в минуту; бп - коэффициент подачи может изменяться от 0 до 1.

Из уравнения следует, что для целей исследования подачу насоса можно менять либо изменением длины хода штока s (изменением места сочленения шатуна с кривошипом перестановкой пальца шатуна на кривошипе), либо изменением числа качаний n (смена диаметра шкива на валу электродвигателя).

По сравнению с другими способами эксплуатации скважин особенность исследования в данном случае связана с определением забойного pз. Для прямого измерения забойного давления pз в затрубное пространство (поскольку в НКТ) находятся штанги на стальной проволоке через патрубок устьевого оборудования при эксцентричной подвеске НКТ спускают малогабаритный скважинный манометр диаметром 22 - 25 мм. В глубоких и искривленных скважинах возможны прихваты и обрыва проволоки.

Известно применение лифтовых скважинных манометров. Их подвешивали к приемному патрубку ШСН и спускали в скважину вместе с НКТ. Часовой механизм с многосуточным заводом обеспечивал возможность местной регистрации давления в процессе исследования. Однако необходимость проведения спуско-подъемных операций с НКТ ограничивала применение лифтовых манометров.

Прямые измерения рз обеспечивают получение надежных результатов, поэтому представляет интерес применение датчиков давления, постоянно находящихся в скважине. Выпускается система контроля давления на приеме глубинных насосов СКД-1М, которая обеспечивает измерение давления до 20 МПа при температуре среды до 100 0С.

Сущность эхометрии заключается в следующем. В затрубное пространство с помощью датчика импульса звуковой волны (пороховой хлопушки) посылается звуковой импульс. Звуковая волна, пройдя по стволу скважины, отражается от уровня жидкости, возвращается к устью скважины и улавливается кварцевым чувствительным микрофоном. Микрофон соединен через усилитель с регистрирующим устройством, которое записывает все сигналы (исходный и отраженный) на бумажной ленте в виде диаграммы. Лента перемещается с помощью лентопротяжного механизма с постоянной скоростью. Измеряя длину записи на эхограмме, определяют время прохождения звукового сигнала от устья до уровня и обратно.

Также на промысле применяют волномеры, которые представляют собой те же эхолоты, только вместо звукового импульса в затрубное пространство посылается импульс давления газа. Импульс давления создается либо кратковременным впуском газа из баллона высокого давления, либо выпуском газа из затрубного пространства с помощью специального быстро действующего отсекателя.

Наличие вспененной жидкости в затрубном пространстве затрудняет получение четкого отраженного сигнала. Во избежание вспенивания не допускается разрядка газа в затрубном пространстве, а гашения пены добиваются перепуском жидкости с устья.

В управлении процессом глубинонасосной добычи нефти важнейшим источником информации о работе насоса являются данные динамометрирования, которые увязывают типоразмер спущенного в скважину оборудования, характеристику станка-качалки, глубину спуска насоса и динамический уровень, дебит скважины, обводненность и т.д.

Динамограмма работы штангового глубинного насоса представляет собой запись усилий. На практике используются динамограммы по перемещению точки подвеса штанг.

Приведем технические средств, применяемые для получения динамограмм:

а) гидравлический динамограф ДГМ конструкции Г.М. Мининзона, - это прибор, обеспечивающий достаточную точность динамограмм.

б) различные системы телединамометрирования, достоинством которых является возможность быстрого получения динамограмм непосредственно на устье с последующей расшифровкой на ЭВМ.

На Лянторском месторождении для получения динамограмм применяют следующие приборы:

а) СИДДОС. Динамограф СИДДОС-автомат предназначен для комплексного контроля работы штанговых глубинно-насосных установок (ШГНУ). Он обеспечивает контроль динамограмм типа «нагрузка - положение штока» в рабочем состоянии и при выходе ШГНУ на режим, а также тест клапанов в статическом состоянии. Особенностью является моноблочное исполнение динамографа, что позволяет исключить соединительный кабель, повышает оперативность и безопасность исследования.

Все исследования выполняются в автоматическом режиме и при использовании датчика и раздвижными домкратами могут быть выполнены одним оператором.

Графики динамограмм и числовые данные исследований визуализируются на графическом индикаторе, могут быть распечатаны на микропринтере и переданы в компьютерную базу данных.

б) СУДОС. Уровнемер-динамограф СУДОС-мини плюс предназначен для оперативного контроля уровня жидкости в добывающих нефтяных скважинах и оперативного контроля работы штанговых глубино-насосных установок ШГНУ.

Прибор обеспечивает контроль статического и динамического уровня, регистрацию кривых падения и восстановления уровня, автоматическую регистрацию давления газа в затрубном пространстве на устье скважины, контроль динамограмм ШГНУ в установившемся режиме и при выходе на режим, а также контроль утечек в статическом состоянии.

Прибор может применяться для слежения за уровнем жидкости и состоянием ШГНУ во время эксплуатации и при из запуске после ремонта или простоя.

в) МИКОН. Программно-аппаратный комплекс «Микон» предназначен для динамометрического контроля работы скважин оборудованных ШСНУ и акустического контроля уровня жидкости в скважинах.

Простейшая теоретическая динамограмма нормальной работы скважинного насоса имеет форму параллелограмма. По оси ординат в масштабе откладываются нагрузки, действующие на сальниковый шток, а по оси абсцисс в масштабе - перемещение сальникового штока.

Теоретическая динамограмма работы штангового насоса, имеющая форму параллелограмма, получается при работе насоса в скважине в дегазированной жидкости при коэффициенте наполнения, равном единице, при отсутствии динамических нагрузок.

Если бы при работе штангового насоса не было упругой деформации (растяжения и сокращения) штанг и труб, теоретическая динамограмма имела бы вид прямоугольника.

В радиальных условиях на форму динамограммы оказывают влияние инерционные силы, возникающие в системе штанги - трубы - жидкость в процессе работы скважинного насоса.

При движении вниз с момента начала замедления движения полированного штока штанги растягиваются за счет силы инерции. Вследствие этого в крайнем положении полированного штока на него действует нагрузка, несколько большая, чем нагрузка от веса штанг, погруженных в жидкость. Эта нагрузка тем выше, чем больше вес штанг, число качаний и диаметр насоса.

В момент начала движения полированного штока вверх плунжер продолжает под действием сил инерции движение вниз, в результате чего закрытие нагнетательного клапана происходит позже. Далее после закрытия нагнетательного клапана продолжается процесс восприятия нагрузки, изображаемой более пологой линией, чем в случае простейшей теоретической динамограммы. В момент, когда нагрузка на сальниковый шток сравнивается с усилием от давления на плунжер столба жидкости в НКТ, начинается движение плунжера относительно цилиндра насоса. Так как скорость сальникового штока в этот момент значительно больше скорости движения плунжера, движущегося со скоростью деформации труб, происходит резкое ускорение движения плунжера и резкое увеличение нагрузки на сальниковый шток. Это увеличение нагрузки вызывает в реальных условиях колебания штанг, и нагрузки на сальниковом штоке изображаются на практических динамограммах волнообразной линией. Далее скорость движения плунжера приближается к скорости движения сальникового штока, и нагрузка на сальниковый шток уменьшается.

Нагрузка на сальниковый шток при ходе вверх изображается на динамограмме без учета упругих систем. В конце хода вверх нагрузка на сальниковый шток несколько меньше, чем в условиях простейшей теоретической динамограммы.

В процессе эксплуатации скважинных насосов систематически определяют их фактическую подачу, состояние скважинного оборудования (насоса, труб, штанг) и динамического уровня в скважине. При работе насосной установки возникают различные неполадки, снижающие коэффициент подачи насоса. А также на работу насоса влияет газ, механические примеси, отложения парафина, солей и другие осложняющие работу насоса факторы.

На 1 листе графической части показаны динамограммы работы скважинного насоса при различных осложнениях.

2.6 Методы предупреждения и борьба с отложением парафина

Вдоль пути движения нефти уменьшаются температура и давление, выделяется газ, поток охлаждается, снижается растворяющая способность нефти, выделяются твердый парафин, мазеобразные асфальтены и смолы.

При добыче парафинистой нефти происходит отложение парафина на стенках НКТ. В результате этого сужается поперечное сечение труб, возрастает сопротивление движению жидкости и перемещению колонны штанг, увеличивается нагрузка на головку балансира СК, нарушая его уравновешенность, уменьшается коэффициент подачи. Отдельные комки парафина, попадая под клапаны насоса извне, могут нарушить их герметичность. При подъеме штанг во время ремонта плунжер или вставной срезает парафин со стенок НКТ и образует над собой сплошную парафиновую пробку, которая выталкивает нефть из труб и загрязняет территорию возле скважины. Иногда становится невозможным подъем колонны штанг из-за уплотнения парафина.

Процесс отложения парафина имеет адсорбционный характер. Поэтому защитные покрытия труб гидрофильными (полярными) материалами оказались весьма эффективными для борьбы с отложением парафина. Для создания защитных покрытий применяют лакокрасочные материалы (бакелитовый, эпоксидный, бакелито-эпоксидный модифицированный типа ЮЭЛ лаки), а также стекло, стеклоэмали.

Добавки в поток реагентов способствуют гидрофилизации стенок труб, увеличению числа центров кристаллизации парафина в потоке, повышению дисперсности частиц парафина в нефти. Такими реагентами могут быть как водо-, так и нефтерастворимые ПАВ. Применение реагента ХТ-48 показало, что он не полностью предотвращает отложение, хотя скорость отложения снижается.

Исследованиями установлено, что использование переменного магнитного поля увеличивает количество центров кристаллизации в потоке и предотвращает отложение парафина.

Для удаления отложений парафина применяют тепло и скребки.

При тепловом методе борьбы с отложением парафина проводят периодическую закачку в затрубное пространство скважин горячей нефти (газоконденсата), перегретого пара или паровоздушной смеси. Под действием повышенной температуры парафин расплавляется и удаляется вместе с закачиваемой и добываемой жидкостью из подъемных труб, а также из выкидного трубопровода.

Для получения водяного пара используют установки ППУА, а для нагрева нефти - агрегат 1АДП-4-150, который обеспечивает расход 8,2-14,5 м3/ч при температуре 150-110 0С и давлении 20-16 МПа. Его можно использовать также для депарафинизации трубопроводов, трапов, мерников и т.д.

Скребки соскабливают отложения парафина со стенок труб.

2.7 Эксплуатация УСШН при повышенном содержании механических примесей в добываемой продукции

Песок (частицы породы) выносится из пласта в ствол скважины в результате разрушения пород, обычно рыхлых, слабосцементированных, под воздействием фильтрационного напора при определенной скорости фильтрации или градиенте давления. Вынос песка из пласта приводит к нарушению устойчивости пород в призабойной зоне, к обвалу пород и, как следствие, к деформациям (смятиям) эксплутационных колонн и нередко к выходу из строя скважин.

Отрицательное влияние песка в продукции сводится к абразивному износу плунжерной пары, клапанных узлов и образованию песчаной пробки на забое. Песок также при малейшей негерметичности НКТ быстро размывает клапаны протекания жидкости в резьбовых соединениях, усиленно изнашивает штанговые муфты и внутреннюю поверхность НКТ, особенно в искривленных скважинах. Даже при кратковременных остановках (до 10-20 мин) возможно заклинивание плунжера насосе, а при большом осадке - и заклинивание штанг в трубах.

Увеличение утечек жидкости, обусловленных абразивным износом и размывом, приводит к уменьшению подачи ШСНУ и скорости восходящего потока внизу приема, что способствует ускорению образования забойной пробки. А забойная пробка существенно ограничивает приток в скважину. Снижение дебита вследствие износа оборудования и образования песчаной пробки вынуждает проведение преждевременного ремонта для замены насоса и промывки пробки. К «песочным» скважинам относят скважины с содержанием песка более 1 г/л.

Можно выделить следующие четыре группы методов борьбы с песком при насосной эксплуатации.

Наиболее эффективный метод - предупреждение и регулирование поступления песка из пласта в скважину. Первое осуществляют посредством либо установки специальных фильтров на забое, либо крепления призабойной зоны, а второе - уменьшение отбора жидкости. При этом целесообразно обеспечить плавный запуск песочной скважины последовательным увеличением длины хода s, числа качаний n или подливом чистой жидкости в скважину через затрубное пространство (20-25% от дебита).

Обеспечение выноса на поверхность значительной части песка, поступающего в скважину. Такой вынос возможен при условии

щж/щсв>2-2,5,

где щж - скорость восходящего потока жидкости как отношение расхода жидкости к площади проходного сечения трубы; щсв - скорость свободного осаждения песчинки с расчетным диаметром, равным среднему диаметру наиболее крупной фракции, составляющей около 20% всего объема песка.

Если при заданных диаметрах труб и штанг условие щж/щсв>2-2,5, не выполняется, то можно уменьшить диаметр подъемных труб (или подобрать соответствующее сочетание подъемных труб и штанг), применить насосные установки с трубчатыми штангами, установить под насосом хвостовые трубы, спускаемые в зону перфорации, либо осуществить подкачку (подлив) чистой жидкости (нефти, воды) в затрубное пространство. Применение хвостовика уменьшает высоту пробки, образующейся на забое при остановке. При подливе затрачивается дополнительная энергия на подъем подливаемой жидкости, однако при этом исключается возможность прихвата насоса и хвостовика песком, заклинивания плунжера за счет уменьшения объемной концентрации песка в потоке.

Песочные якори (сепараторы) и фильтры, устанавливаемые у приема насоса, осуществляют сепарацию песка от жидкости. Работа песочных якорей основана на гравитационном принципе. В якорях прямого и обратного действия жидкость изменяет направление движения на 180°, песок отделяется под действием силы тяжести и осаждается в песочном «кармане», при заполнении которого якорь извлекают на поверхность и очищают. Условием эффективной работы является существование в коре скорости восходящего потока жидкости, меньшей скорости осаждения песчинок. По опытным данным А.М. Пирвердяна якорь обратного действия значительно эффективнее якоря прямого действия, так как благодаря насадке увеличивается скорость нисходящего потока жидкости с песком. Песочный якорь прямого действия одновременно является газовым якорем. Применение песочных якорей - не основной, а вспомогательный метод борьбы с песком. Этот метод эффективен для скважин, в которых поступление песка непродолжительно и общее количество невелико.

Противопесочные фильтры, устанавливаемые у приема насоса, предупреждают поступление в насос песчинок средних и крупных размеров (более 0,01 мм в зависимости от соотношения размеров песчинок и каналов материала фильтра). Известны сетчатые, проволочные, капроновые, щелевые, гравийные, металлокерамические, цементно-песчано-солевые, песчано-пластмассовые, пружинные и другие фильтры. По данным А.М. Пирвердяна лучшими являются сетчатые фильтры с размерами ячеек 0,25 х 1,56 мм. Вследствие быстрого засорения (забивания, заиливания) противопесочные фильтры не нашли широкого распространения. Их целесообразно помещать в корпус с «карманом» для осаждения песка (не образуется забойная пробка, уменьшается скорость заиливания) или сочетать с песочным якорем.

Однако, полностью избежать вредного влияния песка не удается. Некоторые его количество поступает в насос и приводит к износу пары плунжер - цилиндр и клапанов. Поэтому используют специальные насосы для песочных скважин.

Научно-технический прогресс связан с усовершенствованием стандартных насосов, созданием насосов в абразивостойком исполнении и новых конструкций с защитой трущейся пары плунжер - цилиндр. Насосы повышенной износостойкости имеют плунжер, напыленный твердыми сплавами или хромированный, с азотированными втулками. Применяют насосы следующих конструкций: с малыми зазорами между плунжером и цилиндром; с сепаратором внутри плунжера; с гидрозащитой пары плунжер-цилиндр (с высокопластическим уплотнением, с использованием феррожидкостей); с плунжерами, имеющими круговые канавки, типа «пескобрей»; с магнитными плунжерами; создание гидрозащиты при использовании полых штанг и другие.

2.8 Эксплуатация УСШН при высоком содержании свободного газа на приеме насоса

Нефтяной газ выполняет работу по подъему жидкости с забоя на поверхность. Однако значительное количество свободного газа на приеме приводит к уменьшению коэффициента наполнения насоса бН вплоть до срыва подачи. Срыв подачи продолжается от нескольких до десятков минут, за исключением случаев, когда перепуск газа из затрубного пространства в нефтесборный трубопровод не осуществляется на устье. Затем подача возобновляется до нового срыва. Это объясняется тем, что приток в скважину продолжается, уровень подымается выше приема насоса, давление у приема возрастает, а наряду в этим цилиндр наполняется жидкостью вследствие утечек через зазор плунжерной пары и в нагнетательном клапане.

Основной метод борьбы - уменьшение газосодержания в жидкости, поступающей в насос. Пр...