Файл: 2 Расчетнотехнический раздел 1 Технология проведение работ.doc
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 24.04.2024
Просмотров: 9
Скачиваний: 0
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
2 Расчетно–технический раздел
2.1 Технология проведение работ
2.1.1 Характеристика добычи нефти штанговыми насосами в условиях Исламовского нефтяного месторождения
Наиболее распространенным способом добычи нефти в нашей стране является эксплуатация нефтяных скважин штанговыми насосами с приводом от станков-качалок (СКН). Около 70% действующего фонда нефтяных скважин в нашей стране эксплуатируются глубинными насосами, которыми добывается более 30% от общего объема добычи нефти. Этому способствует простота оборудования и его обслуживания, небольшие затраты на обустройство скважин, что позволяет с высокими экономическими показателями эксплуатировать скважины с дебитами от нескольких килограммов до нескольких десятков тонн нефти в сутки.
Штанговыми глубинными насосами можно добывать нефть с глубины до 3000 метров. В основном глубинно-насосную эксплуатацию применяют в среднедебитных (до 30-40 т/сут) и малодебитных (до 1 т/сут) нефтяных скважинах. Глубинный штанговый насос представляет собой плунжерный насос специальной конструкции. Привод насоса осуществляется с поверхности через колонну штанг. Поэтому такие насосы называются глубинными штанговыми насосами.
В промысловых условиях применяются не вставные и вставные штанговые насосы.
В не вставных (их еще называют трубные) насосах основные узлы спускают в скважину раздельно. Вначале в скважину на насосно-компрессорных трубах спускается цилиндр насоса, а затем в НКТ па штангах в цилиндр насоса спускаются плунжер и всасывающий клапан. Поднимают не вставной штанговый насос также раздельно. Сначала поднимают штанги с плунжером, а затем насосно-компрессорные трубы с цилиндром насоса.
ШСНУ предназначены для откачивания из скважин жидкостей с температурой не более 130 градусов, обводненностью не более 99% по объему, вязкостью до 0,3 Па*с, содержанием механических примесей до 350 мг/л, свободного газа на приеме не более 25%.
Штанговый насос состоит из цельного неподвижного цилиндра, подвижного плунжера, всасывающего и нагнетательных клапанов, замка (для вставных насосов), присоединительных и установочных деталей.
Таблица 6 –Назначение и область применения ШСНУ
| Показание | Значения |
| температура перекачиваемой жидкости | Не более 130℃ |
| обводненность перекачиваемой жидкости | не более 99% |
| вязкость жидкости | не более 0,025 Па·с |
| минерализация воды | до 10 мг/л |
| максимальная концентрация механических примесей | до 1,3 г/л |
| содержание свободного газа на приеме насоса | не более 10% по объему |
| концентрация сероводорода | не более 50 мг/л |
| водородный показатель попутной воды (рН) | 4,2-8 |
С 2010 года в Исламовском нефтяном месторождение ведется механизированным способом: 2 скважин эксплуатируются при помощи установок штанговых насосов (ШСНУ), 1 скважина – установками электроцентробежных насосов (УЭЦН), но с 2021 года УЭЦН демонтировали.
Самая высокая наработка на отказ в НП-1, а самая низкая в НП-7 и 8. В ЦДНГ-4 наработка составила 339 суток на 2008 год, 356 суток на начало 2009 года и 334 суток на конец 2009 года. Средняя наработка по СНГ за период с 2008 по 2010 гг. составила 339 суток.
Самым надёжным насосом является НВ-29, его средняя наработка на отказ за период с 2008 по 2010 гг. составила 867 суток. Самым часторемонтируемым является НН-44, его наработка за период с 2009 по 2010 гг. составила 108 суток. Также видно, что насосы вставного типа в целом гораздо надёжнее чем невставного типа.
77% станков-качалок находятся в работе свыше 15-20 лет, ещё 17% это оборудование возрастом от 10 до 15 лет, и только 5% от фонда составляют относительно новые станки качалки, работающие от 5 до 10 лет. Из этих данных следует, что большая часть качалок фонда ШСНУ морально и физически устарели и требуют обновления.
С увеличением дебита наработка на отказ уменьшается, это происходит в связи с увеличением нагрузки на оборудование. При дебите до десять т/сут наработка на отказ составляет 395 суток, с этим дебитом работает 127 скважин. Больше всего УШГН работает с дебитом от 11 до 20 т/сут, наработка при этом режиме составляет 307 суток. При дальнейшем увеличении дебита сокращается количество скважин и их наработка на отказ.
Рисунок 1 – схема УШГН
Принцип действия установки
При работе ШСНУ энергия от электродвигателя передается через редуктор к кривошипно-шатунному механизму, преобразующему вращательное движение выходного вала редуктора через балансир в возвратно-поступательное движение колонны штанг. Связанный с колонной плунжер также совершает возвратно-поступательное движение.
При ходе плунжера вверх нагнетательный клапан закрыт давлением жидкости, находящейся над плунжером, и столб жидкости в колонне насосно-компрессорных труб движется вверх — происходит откачивание жидкости. В это время впускной (всасывающий) клапан открывается, и жидкость заполняет объем цилиндра насоса под плунжером.
При ходе плунжера вниз всасывающий клапан под действием давления столба откачиваемой жидкости закрывается, нагнетательный клапан открывается и жидкость перетекает в над плунжерное пространство цилиндра.
Откачиваемая жидкость отводится из колонны через боковой отвод устьевого сальника и направляется в промысловую сеть.
2.1.2 Осложнения, возникающие при эксплуатации скважин штанговыми насосами.
–При эксплуатации скважин штанговыми насосными установками наиболее часто встречаются следующие осложнения:
–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);
–Коррозия подземного оборудования;
–Накопление столба воды между забоем скважины и приемом насоса;
–Отложения парафина в насосе, насосно-компрессорных трубах и штангах.
Часто возникают осложнения в работе штанговой установки из-за вредного влияния газа на насос, уменьшающего коэффициент наполнения насоса. Уменьшение вредного пространства на приеме насоса увеличивает коэффициент его наполнения. Уменьшение вредного пространства достигается применением насоса, имеющего на нижнем конце плунжера дополнительный нагнетательный клапан, а также за счет правильной посадки плунжера в цилиндр насоса. Увеличение длины хода плунжера и уменьшение одновременно диаметра глубинного насоса также уменьшает долю объема вредного пространства. В промысловых условиях часто увеличивают глубину погружения насоса под динамический уровень. При погружении насоса на глубину, где давление равно давлению насыщения, вредное влияние газа прекращается.
На практике применяются газовые якоря. Работа газовых якорей основана на отделении газовых пузырьков за счет их всплытия в закачиваемом потоке жидкости, использовании принципа центрифугирования при завихрении потока и т.д. Лучшее отделение газа от нефти получают в якоре с несколькими поворотами
струи. Поэтому газовые якоря выпускают двухсекционными, трехсекционными и т.д. На нефтяных промыслах применяются также многокорпусные, трубные, погружные, зонтичные, газовые якоря. Осложняющим фактором в работе штанговых насосных установок является вынос вместе с нефтью к забою скважин песка. При попадании песка в насос нарушается подгонка плунжера, вследствие чего увеличивается утечка жидкости (нефти) через клапаны, а часто заклинивается плунжер в насосе, происходит обрыв штанг, прекращается подача жидкости из скважин, и скважина выводится в ремонт.
Межремонтный период в таких скважинах достаточно короткий. Борьба с вредным влиянием песка ведется с помощью различных фильтров, приспособлений, устанавливаемых перед приемным патрубком штангового насоса, которые называют песчаными якорями. Песчаные якоря бывают различных конструкций, но принцип их действия одинаков. В песчаном якоре частичное отделение песка из жидкости происходит за счет поворота струи на 180°. Песок отделяется и скапливается в нижней части якоря. По заполнении трубы песком якорь поднимают на поверхность и очищают. Длину песчаного якоря выбирают из расчета, чтобы время заполнения его песком приравнивалось к времени износа и смены глубинного насоса. Для лучшего выноса песка иногда используют насосные установки с полыми штангами. В качестве полых штанг применяют насосно-компрессорные трубы. Трубчатые штанги передают плунжеру насоса движение от станка-качалки и одновременно являются трубопроводом для откачиваемой жидкости из скважины. Присоединяют трубчатые штанги к плунжеру с помощью специальных переводников. Жидкость из плунжера поступает в полые штанги, не соприкасаясь с наружной поверхностью плунжера и внутренней поверхностью цилиндра насоса, что исключает заклинивание плунжера песком. При этом увеличивается скорость поступления жидкости на поверхность по сравнению с обычными установками, за счет чего достигается лучший вынос песка.
На практике часто из-за значительного отложения парафина происходит обрыв штанг. Если не принимаются меры по своевременной очистке насосно-компрессорных труб и штанг от парафина, то возникают осложнения во время подъема труб при подземном ремонте скважин. Так как в этом случае скважину заглушить невозможно, то при подъеме штанг плунжер срезает и уплотняет парафин со стенок труб и создает за собой парафиновую пробку, которая вытесняет всю жидкость (нефть) из труб на поверхность, в результате чего загрязняется территория вокруг скважины. Нередко подъем штанг в таких случаях сопровождается выбросом нефти и парафина, возникающим из-за интенсивного выделения газа из нефти по мере ее приближения к устью скважины.
-
Причины образования эмульсии
–Высокий уровень импульсных давлений.
Эмульгаторы, вносимые с фильтратами и содержащиеся в пластовых
флюидах
–Степень снижения продуктивности пласта из-за эмульсий в ПЗП зависит от:
Типа эмульсии
Размера зоны образования эмульсии.
–Источниками гидрофильной фазы эмульсий служат:
буровые жидкости
жидкости для закачивание и ремонта скважин
жидкости для обработки пласта.
–Эмульсии стабилизируются:
поверхностно-активными веществами в гидрофобных пластах;
поверхностно-активными добавками - биоцидами, ингибиторами коррозии и осадконакопления;
гидрофобными мелкодисперсными частицам.
Вода в нефти появляется в результате поступления к скважине пластовой воды или воды, закачиваемой в пласт с целью поддержания давления.
В пластовых условиях нефтяные эмульсии не образуются. Образование эмульсий уже начинается при движении нефти к устью скважины и продолжается при дальнейшем движении по промысловым коммуникациям, т.е. эмульсии образуются там, где происходит непрерывное перемешивание нефти и воды. Интенсивность образования эмульсий в скважине во многом зависит от способа добычи нефти, которая в свою очередь определяется характером месторождения, периодом его эксплуатации и физико-химическими свойствам самой нефти.
При фонтанном способе, который характерен для начального периода эксплуатации залежи нефти, происходит интенсивный отбор жидкости из скважины. Интенсивность перемешивания нефти с водой в подъемных трубах скважины увеличивается из-за выделения растворенных газов при снижении давления ниже давления насыщения, что приводит к образованию эмульсий уже на ранней стадии движения смеси нефти с водой.
При глубиннонасосной добыче нефти эмульгирование происходит в клапанных коробках, самих клапанах, в цилиндре насоса, в подъемных трубах при возвратно-поступательном движении насосных штанг. При использовании алектропогружных насосов перемешивание воды с нефтью происходит на рабочих колесах насоса, в подъемных трубах.
В компрессорных скважинах причины образования эмульсий те же, что и при фонтанной добыче. Особенно отрицательно влияет воздух, закачиваемый иногда вместо газа в скважину, который окисляет часть тяжелых углеводородов с образованием асфальто-смолистых веществ. Наличие солей нафтеновых кислот и асфальто-смолистых веществ приводит к образованию эмульсий, отличающихся высокой стойкостью.
В эмульсиях принято различать две фазы - внутреннюю и внешнюю. Внешнюю фазу - жидкость, в которой размещаются мельчайшие капли другой
жидкости, называют дисперсионной, внешней или сплошной средой. Внутреннюю фазу - жидкость, находящуюся в виде мелких капель в дисперсионной среде, принято называть дисперсной, разобщенной или внутренней фазой.
