ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 28.04.2024
Просмотров: 64
Скачиваний: 0
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Продолжение таблицы 4
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 44 мм | 11 | 2,7 | 6,7 | 954 | 17,3 | 12,1 | 19 | 0,65 |
| 57 мм | 2 | 2,1 | 5,3 | 956 | 38,4 | 16,1 | 51,3 | 0,82 |
| УЭЦН | 55 | 6,3 | 11,7 | 1223 | 117,3 | 2,9 | 97,2 | 1,1 |
| 30 | 6 | 7,2 | 12,2 | 1225 | 29,7 | 3 | 88,7 | 1 |
| 45 | 5 | 5,6 | 12,5 | 1275 | 47,8 | 0,7 | 98,4 | 1,1 |
| 60 | 8 | 6,6 | 11,9 | 1233 | 67,7 | 2, | 95,7 | 1,1 |
| 80 | 9 | 6,9 | 11,3 | 1209 | 94 | 1,7 | 98 | 1,2 |
Причинами отказа являются отложения парафина (16 скважин), высоковязкие эмульсии (15 скважин), отложения солей (9 скважин), гидратные пробки (7 скважин), механический износ и засорение механическими примесями. В анализе участвовали насосы, установленные в скважинах в период с 01.01.2010 г. по 01.01.2015 г.
3.1.2 Технология добычи нефти УШГН
Глубинные насосы штангового типа, представляют собой устройства, при помощи которых можно откачивать жидкие среды из скважин, характеризующихся значительной глубиной. Использование такого насосного оборудования является одним из наиболее популярных способов откачивания нефти: приблизительно 70 % действующих сегодня нефтеносных скважин обслуживают именно штанговые насосы.
Принцип работы УШГН. Электродвигатель через клиноремённую передачу и редуктор придаёт двум массивным кривошипам, расположенных с двух сторон редуктора, круговое движение. Кривошипно - шатунный механизм в целом преобразовывает в возвратно-поступательное движение балансира, который вращается на опорной оси, укреплённой на стойке. Балансир сообщает возвратно-поступательное движение канатной подвеске, штангам и плунжеру. При ходе плунжера вверх нагнетательный клапан под действием жидкости закрывается и вся жидкость, находящиеся под плунжером, поднимается вверх на высоту равную длине хода плунжера. В это время скважинная жидкость через всасывающий клапан заполняет цилиндр насоса. При ходе плунжера вниз всасывающий клапан закрывается, жидкость под плунжером сжимается, и открывается нагнетательный клапан. В цилиндр погружаются штанги, связанные с плунжером.
1 - рама; 2 - стойка; 3 - опора балансира; 4 - головка балансира; 5 - балансир; 6 - опора траверсы; 7 - траверсы; 8 - шатуны; 9 - противовесы; 10 - кривошипы; 11 - редуктор; 12 - шкив; 13 - ремень; 14 - тормоз; 15 - канатная подвеска; 16 - вал ведущий; 17 - вал промежуточный; 18 - вел ведомый; 19,20 - нижний и верхний палец шатуна
Рисунок 4 - Схема УШГН
Штанговые глубинные насосы (ШГН), применяются в скважинах:
- с дебитом от 5 до 150 м3/сут.;
- с глубиной спуска насоса до 2000м. и более;
- с кривизной ствола скважины до 8-10 (максимальное отклонение от вертикали) при больших отклонениях по кривизне должны применяться специальные защитные приспособления для штанг и насоса;
- с газовым фактором до 150 м3/м3, при высоких газовых факторах применяются якоря (газосепараторы);
3.1.3 Осложнения, возникающие при эксплуатации УШГН
При эксплуатации скважин штанговыми насосными установками часто возникают осложнения:
1) Большое количество свободного газа, поступающего вместе с нефтью в скважину.
Уменьшение вредного пространства на приеме насоса увеличивает коэффициент его наполнения. Уменьшение вредного пространства достигается применением насоса, имеющего на нижнем конце плунжера дополнительный нагнетательный клапан.
В промысловых условиях, часто увеличивают глубину погружения насоса на глубину, где давление равно давлению насыщения, вредное влияние газа прекращается, так как на этой глубине свободною газа нет.
Применяются также газовые якоря. Работа газовых якорей основана на отделении газовых пузырьков за счет их всплытия в потоке жидкости, направленном вниз, использование принципа центрифугирования при завихрении потока.
2) Вынос вместе с нефтью песка в скважину.
Вынос вместе с нефтью к забою скважин песка. При попадании песка в насос нарушается подгонка плунжера, вследствие увеличивается утечка жидкости через клапаны, а часто заклинивается плунжер в насосе, проходят обрывки штанг, прекращается подача жидкости из скважин и скважина выводится в ремонт. Межремонтный период в таких скважинах очень низкий.
Борьба с вредным влиянием песка ведется с помощью различных фильтров, песчаных якорей. В песочном 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 времени износа и смены глубинного насоса).
3) Отложения парафина в насосе, насосно-компрессорных трубах и штангах.
При добыче нефти с содержанием парафина в глубинно-насосных скважинах возникают осложнения из-за выпадения парафина на стенках насосно-компрессорных труб, штангах и в узлах глубинного насоса. Отложение парафина на стенках насосно-компрессорных труб приводит к сокращению их поперечного сечения, одновременно с отложением парафина на стенках насосно-компрессорных труб парафин откладывается и на стенках штанг, в результате чего возрастает сопротивление перемещению колонны штанг и движению жидкости. Парафин, попадая под клапаны, нарушает их герметичность, что может привести к прекращению подачи жидкости и остановке скважины, из-за значительного отложения парафина происходит обрыв штанг.
Существует несколько способов борьбы с парафиновыми отложениями:
-
Тепловые методы, которые основаны на способности парафина плавиться при воздействии тепла и выноситься из скважины с пластовой жидкостью. К таким методам борьбы относятся: подача в скважину теплоносителей (пар или горячая жидкость), электронагрев (суть способа заключается в установке в скважине источника тепла), использование передвижной установки на шасси автомобиля. -
Механические способы, которые применяют на ранних стадиях разработки, для чего используют скребки различной конструкции, эластичные шары и перемешивающие устройства. -
Химические способы, которые основаны на применении ингибиторов. -
Физические способы, которые реализуются с помощью разнообразных полей, механических и ультразвуковых колебаний и их воздействии на парафин, который входит в состав нефти. -
Использование специальных покрытий для труб, которые состоят из материалов с диэлектрической проницаемостью от 5 до 8 единиц.
3.1.4 Причины и условия образования парафиновых отложений
При добыче нефти одной из проблем, вызывающих осложнения в работе скважин, нефтепромыслового оборудования и трубопроводных коммуникаций, являются асфальто-смоло-парафиновые отложения (АСПО). Накопление АСПО в проточной части нефтепромыслового оборудования и на внутренней поверхности труб приводит к снижению производительности системы, уменьшению МРП работы скважин и эффективности работы насосных установок.
Парафины - углеводороды метанового ряда от С16Н34 до С64Н130. В пластовых условиях находятся в нефти в растворенном состоянии. В зависимости от содержания парафинов нефти классифицируют на (ГОСТ 912-66):
1)малопарафиновые - менее 1,5% мас.;
2) парафиновые - от 1,5 до 6% мас.;
3) высокопарафиновые - более 6 % мас..
Парафины устойчивы к воздействию различных химических реагентов (кислот, щелочей и др.), легко окисляются на воздухе. Высокомолекулярные парафины - церезины (от С37Н74 до С53Н108) отличаются более высокой температурой кипения, большей молекулярной массой и плотностью.
Известны две стадии образования и роста парафиновых отложений. Первой стадией является зарождение центров кристаллизации и рост кристаллов парафина непосредственно на контактирующей с нефтью поверхности. На второй стадии происходит осаждение на покрытую парафином поверхность более крупных кристаллов.
На образование парафиновых отложений оказывают существенное влияние:
-
снижение давления на забое скважины и связанное с этим нарушение гидродинамического равновесия газожидкостной системы; -
интенсивное газовыделение; -
уменьшение температуры в пласте и стволе скважины; -
изменение скорости движения газожидкостной смеси и отдельных ее компонентов; -
состав углеводородов в каждой фазе смеси; -
соотношение объема фаз; -
состояние поверхности труб.
Интенсивность образования парафиновых отложений зависит от преобладания одного или нескольких факторов, которые могут изменяться по времени и глубине, поэтому количество и характер отложений не являются постоянными.
Влияние давления на забое и в стволе скважины. В случае, когда забойное давление меньше давления насыщения нефти газом, равновесное состояние системы нарушается, вследствие чего увеличивается объем газовой фазы, а жидкая фаза становится нестабильной. Это приводит к выделению из нее парафинов. Равновесное состояние нарушается в пласте, и выпадение парафина возможно как в пласте, так и в скважине, начиная от забоя.
При насосном способе эксплуатации давление на приеме насоса может быть меньше, чем давление насыщения нефти газом. Это может привести к выпадению парафина в приемной части насоса и на стенках эксплуатационной колонны. В колонне НКТ, выше насоса, можно выделить две зоны. Первая - непосредственно над насосом: здесь давление резко возрастает и становится больше давления насыщения. Вероятность отложения в этой зоне минимальна. Вторая - зона снижения давления до давления насыщения и ниже, где начинается интенсивное выделение парафина.
В фонтанных скважинах при поддержании давления у башмака равным давлению насыщения, выпадение парафина следует ожидать в колонне НКТ. Как показывает практика, основными объектами, в которых наблюдается образование отложений парафина, являются скважинные насосы, НКТ, выкидные линии от скважин, резервуары промысловых сборных пунктов. Наиболее интенсивно парафин откладывается на внутренней поверхности подъемных труб скважин.
Анализ состава АСПО, отобранных на различных глубинах скважин, показал, что на глубине более 1000м содержится больше асфальто-смолистых веществ, чем парафинов. Механические примеси на таких глубинах практически не участвуют в формировании отложений (их содержание не превышает 4 - 5% мас.).
С уменьшением глубины наблюдаются снижение содержания асфальто-смолистых веществ в АСПО, а также увеличение количества механических примесей и твердых парафинов
Чем ближе к устью скважины, тем в составе АСПО больше церезинов, и, соответственно, тем выше структурная прочность отложений.
3.1.5 Методы борьбы с парафиноотложениями
Методы предупреждения образования отложений АСПО.
Применение защитных покрытий. Применение специальных защитных покрытий для поверхностей труб является технологическим методом предупреждения АСПО, который применяется на многих месторождениях. Использование данных покрытий еще на проектной стадии разработки позволяет сделать внутреннюю поверхность труб гладкой и замедлить накопление АСПО, которые будут легко смываться движущимся газожидкостным потоком
При изменении свойств поверхности эффект снижения скорости образования отложений достигается по двум механизмам: непосредственное снижение шероховатости поверхности труб, а также изменение полярности материала стенки. Защитные покрытия состоят из гидрофильного материала (полярного), обладающего слабой адгезионной способность к отложениям парафина и гладкой поверхностью. В зависимости от условий эксплуатации скважины, свойств добываемой нефти и твёрдых углеводородов, подбирают подходящие защитные материалы. С помощью специальной установки измеряют силы адгезии отложения к поверхности материала при тангенциальной нагрузке. Сдвигающее усилие со стороны потока газожидкостной смеси должно превышать прочность сцепления АСПО с поверхностью.
Физические методы. Физические методы предупреждения образования асфальтосмолопарафинов основаны на исследовании структуры и свойств отложений, а также на механизме их образования. Они включают в себя тепловые методы, воздействие электрических, магнитных и акустических полей.
Тепловые методы предотвращения выпадения парафинов заключаются в обработке скважин температурой, превышающей температуру плавления парафина. Для этого используются специальные источники тепла, которые размещаются в зоне отложения парафинов. Производится прокладка линий парового или электрического подогрева трубопровода, которые применяются вместе с теплоизоляцией.
