Борьба с осложнениями при эксплуатации механизированного фонда скважин Таныпского месторождения

Применение газопесчаного якоря ЯГП-1-108-04 позволяет повысить суточные добиты скважин на 30-60%, увеличить межремонтный период работы скважин в 2-4 раза, предупредить вынос песка и разрушение призабойной зоны пласта, устранить гидроудары и засорение насосов.

Состав и физико-химические свойства откачиваемой жидкости:

- Обводненность, %-до 99;

- Содержание Н2S, мг/л - не более 50;

- Концентрация ионов водорода-рН 4-8;

- Содержание мехнических примесей, г/л-до 1,3.

Техническая характеристика газопесочного якоря ЯГП-1-108-04:

Газопесочный якорь выпускается для насосно-компрсссорных колонн диаметром 42-114 мм;

Исполнение - коррозийно-стойкое, фильтрующий элемент выполнен из

нержавеющей сетки;

Длина газопесчаного якоря - 2340 мм;

Диаметр газопесчаного якоря наружный - 116мм;

Номинальная подача насоса - 67 м³в сутки.

Количество НКТ, устанавливаемых между нижним переводником и заглушкой- 2-3 шт.

Характеристика скребка штангового

Скребки штанговые предназначены для центрирования колонны штанг и одновременной очистки НКТ и штанг от парафино-смолистых отложений и гидратов в скважинах. Сущность изобретения: центратор - скребок для штангового глубинного насоса содержит полимерный корпус с ребрами, расположенными под углом к его продольной оси, и каналами между ними для прохода откачиваемой жидкости. Ребра имеют цилиндрическую контактную поверхность. Корпус образован из одинаковых деталей в виде полухомутов, соединенных между собой клиновым замком. Полухомуты соединены так, что концевая часть одного из них сопряжена с противоположной концевой частью другого. Ребра имеют вид неполных витков спиралей и угол наклона их к продольной оси указанного крпуса выполнен в пределах 30 - 60^o. 2 ил.

Характеристика фильтров

Фильтры изготавливаются по ТУ 3665-001-83715481-2009 и предназначены для очистки жидкостей и газов от песка и других механических примесей. Фильтр состоит из корпуса в виде перфорированной трубы на котором крепится фильтрующий элемент и защитный кожух. Отверстия в трубе фильтра, могут быть герметично закрыты срезаемыми пробками, для промывки скважины. Для улучшения потребительских свойств применяются пробки из полимерного термоустойчивого пластика. Преимущества по сравнению с металлическими: уменьшаются усилия на инструменте, который предназначен для срезания пробок; повышается скорость активации фильтров.

При выборе фильтра учитываются гранулометрический состав горной породы, то есть количественное содержание в породе разных по размеру зерен в процентах для каждой фракции, пористость, вязкость в пластовых условиях добываемого продукта, проницаемость пласта, дебит скважины, пластовое давление, температура, размер обсадной колонны, химико-физическая характеристика добываемого продукта.

Наиболее распространены сетчатые фильтры, они состоят из дырчатой трубы-каркаса, обмотанной продольными рядами или по спирали проволокой диаметром 2-5 мм с шагом в 10-25 мм с тем, чтобы сетка не прилегала плотно к каркасу.

На проволочное покрытие натягивают сетку, которую припаивают, сшивают или склеивают на концах и по шву.

Для изготовления сетчатых фильтров используются сетки нескольких типов: а) простая квадратная; б) гладкого или галунного плетения; в) киперная или саржевая.

В качестве материала для сетки используют медь, латунь, нержавеющую сталь, пластмассы, ткани из стекловолокна, нить капрона, нейлона и другие синтетические материалы. Для предупреждения электрохимической коррозии каркас фильтра изготовляют часто из неметаллических труб. В некоторых случаях стальной каркас обтягивают сеткой и проволокой из нержавеющей стали или же применяют сетки из пластических масс.

Сетчатые фильтры не рекомендуются для однородных мелкозернистых песков, а также для слюдистых водоносных песков, т. к. при этом не обеспечивается нормальная работа фильтра - уменьшается его скважность.

Получили распространение сетки из стекловолокна: окна могут быть использованы в водах любого химического состава.

2.2 Анализ добывных возможностей и технологических режимов скважин, оборудованных УСШН на Таныпском месторождении

Данные для расчетов взяты в приложении А и Б.

Анализ добывных возможностей скважин

Определяем коэффициент продуктивности скважины:

, где K = коэффициент продуктивности;

Q = дебит скважины (м³/сут);

P_пл и P_заб = пластовое и забойное давление, МПа.

Данные и результаты расчетов приведены в таблице 1.

Таблица

№ скважины	Qф, м3/сут.	Рпл, МПа	Рзаб, МПа	К, т/сут.МПа
116	4,1	10,64	3,8	0,599
190	12,7	1,32	9,84	3,649
601	16,1	12,93	8,25	3,44
122	3,6	10,68	3,72	0,517
71	10,5	11,65	8,43	3,261
75	9,8	10,33	7,26	3,192
118	16,8	13,6	7,8	2,897
125	13,8	13,81	10,74	4,495
19	17,6	10,27	6,75	5
33	6,5	10,16	7,73	2,675
45	1	12,54	10,65	0,529
408	7,9	9,94	6,32	2,182
614	5,4	9,16	6,13	1,782
112	7,3	10,63	7,46	2,303
117	8,1	11,98	7,3	1,731

1. Определяем максимально допустимое забойное давление:

Р_{max д} = 0,75 * Р_нас. (при nв ? 50%)

Р_{max д} = 0,3 * Р_нас. (при nв 50%), где

Р_нас. - давление насыщения = 10,5 МПа :

Данные и результаты расчетов приведены в таблице 2.

Таблица 2

№ скважины	Рнас, МПа	nв, %	Рmax доп, МПа
116	7,6	5	2,28
190	7,6	69	5,7
601	7,6	14,6	2,28
122	7,6	5	2,28
71	7,6	19	2,28
75	7,6	22	2,28
118	7,6	60	5,7
125	7,6	88	5,7
19	7,6	42,7	2,28
33	7,6	67,5	5,7
45	7,6	90,7	5,7
408	7,6	30,7	2,28
614	7,6	5	2,28
112	7,6	14	2,28
117	7,6	54	5,7

2. Определяем максимальный дебит скважины Q_{max доп}:

Q_{max д} = К (Р_пл - P_{max доп}), где

К - коэффициент продуктивности пласта м³/сут.МПа;

Р_пл и P_{max доп} - пластовое и максимально допустимое давление, МПа:

Данные и результаты расчетов приведены в таблице 3.

Таблица 3

№ скважины	К м3/сут*МПа	Рпл, МПа	Pmax доп, МПа	Qmax доп, м3/сут
116	0,599	10,64	2,28	5,011
190	3,649	1,32	5,7	27,81
601	3,44	12,93	2,28	36,64
122	0,517	10,68	2,28	4,345
71	3,261	11,65	2,28	30,55
75	3,192	10,33	2,28	25,7
118	2,897	13,6	5,7	22,88
125	4,495	13,81	5,7	36,46
19	5	10,27	2,28	39,95
33	2,675	10,16	5,7	11,93
45	0,529	12,54	5,7	3,619
408	2,182	9,94	2,28	16,72
614	1,782	9,16	2,28	12,26
112	2,303	10,63	2,28	19,23
117	1,731	11,98	5,7	10,87

3. Определяем разницу между Q_{max д} и Q_ф:

ДQ = Q_{max д} - Q_ф:

Данные и результаты расчетов приведены в таблице 4.

Таблица 4

№ скважины	Qmax д м3/сут	Qф м3/сут	ДQ м3/сут.
116	5,011	4,1	0,91
190	27,81	12,7	15,11
601	36,64	16,1	20,54
122	4,345	3,6	0,745
71	30,55	10,5	20,05
75	25,7	9,8	15,9
118	22,88	16,8	6,083
125	36,46	13,8	22,66
19	39,95	17,6	22,35
33	11,93	6,5	5,43
45	3,619	1	2,619
408	16,72	7,9	8,817
614	12,26	5,4	6,86
112	19,23	7,3	11,9
117	10,87	8,1	2,77

Сводная таблица добывных возможностей скважин. Данные и результаты расчетов приведены в таблице 5.

Таблице 5

№ п/п	№ скв.	nв (%)	К (м3/сут*МПа)	Рmax.доп МПа	Qф. м3/сут	Qmax доп. м3/сут	Q. м3/сут
1	116	5	0,599	2,28	4,1	5,011	0,91
2	190	69	3,649	5,7	2,7	27,81	15,11
3	601	14,6	3,44	2,28	16,1	36,64	20,54
4	122	5	0,517	2,28	3,6	4,345	0,745
5	71	19	3,261	2,28	10,5	30,55	20,05
6	75	22	3,192	2,28	9,8	25,7	15,9
7	118	60	2,897	5,7	16,8	22,88	6,083
8	125	88	4,495	5,7	13,8	36,46	22,66
9	19	42,7	5	2,28	17,6	39,95	22,35
10	33	67,5	2,675	5,7	6,5	11,93	5,43
11	45	90,7	0,529	5,7	1	3,619	2,619
12	408	30,7	2,182	2,28	7,9	16,72	8,817
13	614	5	1,782	2,28	5,4	12,26	6,86
14	112	14	2,303	2,28	7,3	19,23	11,9
15	117	54	1,731	5,7	8,1	10,87	2,77

Почти все скважины работают в оптимальном режиме, незначительные отклонения в работе наблюдаются в скважинах № 116, 122, 45 из - за низкого коэффициента продуктивности (К), возможно это связано с уменьшением фактического дебита скважины вызванного вследствие уменьшения проходного сечения насосно - компрессорных труб (НКТ) в результате отложения АСПО или с загрязнением призабойной зоны вследствие большого содержания механических примесей в пластовой жидкости.

В зависимости от причины низкой прдуктивности скважин рекомендую провести мероприятия по повышению дебита скважин (провыка скважины, очистка ПЗП, солянокислотная обработка, перфорация, гидроразрыв пласта и т.д.).

Анализ технологических режимов

Определяем газовый фактор:

, где

n_в - обводненность , %;

_н - плотность нефти, кг/м³ (=868 кг/м³).

Данные и результаты расчетов приведены в таблице 6.

Таблица 6

№ скв.	nв (%)	н. кг/м3	G м3/м3
116	5	868	0,213
190	69	868	0,654
601	14,6	868	0,237
122	5	868	0,213
71	19	868	0,25
75	22	868	0,26
118	60	868	0,507
125	88	868	1,69
19	42,7	868	0,354
33	67,5	868	0,624
45	90,7	868	2,18
408	30,7	868	0,293
614	5	868	0,213
112	14	868	0,236
117	54	868	0,441

Определяем коэффициент газосодержания: G₀ = G * Д

Д =с_г / с_в, где

G - газовый фактор, м³/м³;

G₀ - коэффициент газосодержания;

с_в , с_г - плотность воздуха (=1.148) и газа (=1,291) соответственно, кг/м³;

Д - относительная плотность газа по воздуху.

Данные и результаты расчетов приведены в таблице 7.

Таблица 7

№ скв.	Д	G м3/м3	G0
116	1,12	0,213	0,24
190	1,12	0,654	0,73
601	1,12	0,237	0,27
122	1,12	0,213	0,24
71	1,12	0,25	0,28
75	1,12	0,26	0,29
118	1,12	0,507	0,57
125	1,12	1,69	1,89
19	1,12	0,354	0,4
33	1,12	0,624	0,7
45	1,12	2,18	2,44
408	1,12	0,293	0,33
614	1,12	0,213	0,24
112	1,12	0,236	0,26
117	1,12	0,441	0,49

Определяем плотность газожидкостной смеси из условия:

, (n_в< 80%)

, (n_в > 80%) где

_н - плотность нефти в пластовых условиях (= 868 кг/м³);

_г - плотность газа (= 1,291кг/м³);

_в - плотность воды, кг/м³;

n_в - обводненность, %;

G - газовый фактор, м³/м³;

B- объемный коэффициент (=1.163).

Данные и результаты расчетов приведены в таблице 8.

Таблица 8

№ скв.	G м3/м3	в, кг/м3	nв, (%)	ж, кг/м3
116	0,213	1147	5	763,9
190	0,654	1146	69	1009
601	0,237	1146	14,6	797,8
122	0,213	1146	5	763,9
71	0,25	1146	19	813,7
75	0,26	1146	22	824,6
118	0,507	1165	60	982,4
125	1,69	1165	88	1129
19	0,354	1153	42,7	905,4
33	0,624	1161	67,5	1012
45	2,18	1175	90,7	1146
408	0,293	1132	30,7	853
614	0,213	1140	5	763,6
112	0,236	1152	14	796,4
117	0,441	1175	54	961,9

4. Определяем приведенное давление:

,где

Р_ср.кр. - среднее критическое давление = 2,56 МПа.

Данные и результаты расчетов приведены в таблице 9

Таблица 9

№ скв.	Рпл, МПа	Рпр, МПа
116	10,64	4,2
190	1,32	5,2
601	12,93	5,1
122	10,68	4,2
71	11,65	4,6
75	10,33	4
118	13,6	5,3
125	13,81	5,4
19	10,27	4
33	10,16	4
45	12,54	4,9
408	9,94	3,9
614	9,16	3,6
112	10,63	4,2
117	11,98	4,7

5. Определяем оптимальную глубину погружения насоса

под динамический уровень:

, где

Р_пр - приведенное давление, МПа;

Р_зат - затрубное давление, МПа;

_ж - плотность жидкости, кг/м³.

Данные и результаты расчетов приведены в таблице 10.

Таблица 10

№ скв	Рзат МПа	Рпр, МПа	ж, кг/м3	Hопт, м
116	1,24	4,2	763,9	389,5
190	1,77	5,2	1009	347,2
601	1,94	5,1	797,8	397,9
122	1,49	4,2	763,9	358,2
71	2	4,6	813,7	319,9
75	1,4	4	824,6	326,1
118	0,57	5,3	982,4	492,6
125	1,55	5,4	1129	347,4
19	0,74	4	905,4	368,7
33	1,35	4	1012	263,9
45	1,21	4,9	1146	328,3
408	0,69	3,9	853	381,9
614	0,95	3,6	763,6	351,2
112	1,18	4,2	796,4	380,8
117	0,34	4,7	961,9	460,3

6. Определяем фактическую глубину спуска насоса под динамический уровень:

, где

L - глубина спуска насоса, м;

Н_д - высота динамического уровня, м.

Данные и результаты расчетов приведены в таблице 11.

Таблица 11

№ скв.	L, м	Нд, м	hф. м
116	1234	1148	86
190	1165	799	366
601	1200	907	293
122	1338	1206	132
71	1086	746	340
75	1192	812	380
118	1063	716	347
125	1077	518	559
19	1250	758	492
33	1282	683	599
45	1086	417	669
408	1146	814	332
614	1335	854	481
112	1145	730	415
117	1197	731	466

7. Определяем разность между оптимальной и фактической глубиной погружения насоса

, м.

Данные и результаты расчетов приведены в таблице 12.

Таблица 12

№ скв.	hопт м	hф м	Дh, м
116	389,5	86	303,5
190	347,2	366	-18,8
601	397,9	293	104,9
122	358,2	132	226,2
71	319,9	340	-20,1
75	326,1	380	-53,9
118	492,6	347	145,6
125	347,4	559	-212
19	368,7	492	-123
33	263,9	599	-335
45	328,3	669	-341
408	381,9	332	49,95
614	351,2	481	-130
112	380,8	415	-34,2
117	460,3	466	-5,66

8. Определяем коэффициент подачи насоса.

, где

Q_ф - фактическая подача насоса, м³/сут;

Q_т - теоретическая подача насоса, м³/сут.

Данные и результаты расчетов приведены в таблице 13.

Таблица 13

№ скв.	Qф м3/сут.	Qт м3/сут.
116	4,1	9,5	0,432
190	12,7	22,1	0,575
601	16,1	21,9	0,735
122	3,6	4,1	0,878
71	10,5	18,8	0,559
75	9,8	12,2	0,803
118	16,8	24,8	0,677
125	13,8	20,7	0,667
19	17,6	33,1	0,532
33	6,5	14,1	0,461
45	1	12,2	0,082
308	7,9	26,3	0,3
614	5,4	14,1	0,383
112	7,3	23,2	0,315
117	8,1	16,2	0,5

Сводная таблица технологических режимов работы скважин

Данные и результаты расчетов приведены в таблице 14.

Таблица 14

№ скв.	G м3/м3	ж, кг/м3	Рпр, МПа	Hопт, м	hф, м	Дh, м
116	0,213	763,9	4,2	389,5	86	303,5	0,432
190	0,654	1009	5,2	347,2	366	-18,8	0,575
601	0,237	797,8	5,1	397,9	293	104,9	0,735
122	0,213	763,9	4,2	358,2	132	226,2	0,878
71	0,25	813,7	4,6	319,9	340	-20,1	0,559
75	0,26	824,6	4	326,1	380	-53,9	0,803
118	0,507	982,4	5,3	492,6	347	145,6	0,677
125	1,69	1129	5,4	347,4	559	-212	0,667
19	0,354	905,4	4	368,7	492	-123	0,532
33	0,624	1012	4	263,9	599	-335	0,461
45	2,18	1146	4,9	328,3	669	-341	0,082
308	0,293	853	3,9	381,9	332	49,95	0,3
614	0,213	763,6	3,6	351,2	481	-130	0,383
112	0,236	796,4	4,2	380,8	415	-34,2	0,315
117	0,441	962	4,7	460,3	466	-5,66	0,5

На скважинах 45, 33, 125 наблюдается значительное превышение фактической глубины спуска насоса под динамический уровень (h_ф) над оптимальной глубиной (H_опт), возможно это связано с большим содержанием газа в пластовой жидкости или достаточно высокой обводненностью пластовой жидкости. На скважинах же 116, 122 наблюдается обратное, в этих скважинах фактическая глубина спуска насоса под динамический уровень (h_ф) во многом меньше чем оптимальная глубина спуска насоса (H_опт), результатом такой глубины спуска насоса под динамический уровень может служить достаточно малый фактический дебит (Q_ф) скважины, который не требует достаточно большого погружения насоса под динамический уровень жидкости.

Кроме того на скважинах 19, 33, 45, 308, 614, 112, 117 наблюдается низкий коэффициент подачи насоса, возможно это связано:

- С плохой проницаемостью призабойной зоны пласта (ПЗП) вследствие засорения ПЗП механическими примесями;

- С уменьшением фактического дебита скважины вызванного вследствие уменьшения проходного сечения насосно - компрессорных труб (НКТ) в результате отложения АСПО.

2.3 Выбор оборудования

Расчет проводится по скважине 118

НВ - 32, глубина спуска 1304м.

Глубина скважины 1450 м.

1. Определяем планируемый отбор жидкости при (n=1):

Q= К* (Р_пл- P_заб) ⁿ, т/сут

Q=2,897*(13, 6-7, 8) ¹=15, 53 т/сут.

2. Определяем глубину спуска насоса:

L= h_ф-(Р_пл- Р_пр)*10⁶/ (_ж*g), м

L= 1563-(7,8-5,31)*10⁶/(982*9,8)=1304 м.

3. Определяем объемную производительность установки (при з =0,8):

Q_об = Q*10³ /_ж* з, м³/сут

Q_об = 16, 8*10³/982*0.8 =21, 38 м³/сут.

4. Выбираем оборудование по диаграмме Адонина:

Подходит 5СК-6-2,1-1600

d_пл = 32 мм.

5. Выбираем насос и диаметр НКТ:

НСВ1; d_нкт = 60 мм.

5. В зависимости от глубины спуска выбираем колонну штанг:

Колонна двухступенчатая:

1 ступень 22 мм, 31% (404м);

2 ступень 19 мм, 69% (900м).

6. Определяем число качаний:

n= Q*10³/(1440*F_пл* S*з*_ж), где

F_пл=(р* d²_пл)/4=3,14*0,032 /4= 0,0008м²;

F_пл - площадь плунжера, м;

S - длина хода штока, м;

Q - фактичекский дебит, м³/сут;

_ж - плотность жидкости, кг/ м³;

з - коэффициент подачи = 0,8;

n=16, 8*10³/1440*0, 0008*2, 1*0, 8*982= 8, 8 кач.

5. Определяем мощность электродвигателя:

N= (401*10^-6* р* d²_пл*S*n*_ж* L*(1-_н*_ск))/ (_н*_ск**k), где

k - коэффициент степени уравновешенности (=1,2);

_н и _ск. - КПД насоса и КПД СК (0,9 и 0,82);

- коэффициент подачи насоса(=0,8);

N=(401*10^-6*3,14*0,032²*2,1*8,8*982*1304*(1-0,9*0,82))/ (0,9*0,82*0,8*1,2)=8,8 кВт.

Исходя, из данных расчетов на скважину № 118 я предлагаю установить электродвигатель типа АОП-62-4 мощностью 10 кВт.

Вывод: Согласно расчетным данным, по диаграмме Адонина выбираем следующий вид СК: 5СК-6-2,1-1600, где

5 - номер модели СК;

6 - наибольшая допустимая нагрузка на голову балансира;

2,1 - наибольшая длина хода устьевого штока;

1600 - наибольший крутящий момент.

2.4 Осложнения, возникающие при добыче нефти и методы борьбы с ними при работе скважин оборудованных УСШН на Таныпском месторождении

Из технических средств механизированной добычи нефти наибольшее распространение в настоящее время имеют штанговые глубинные насосы. Около 70% действующего фонда скважин эксплуатируется этим способом (по России).

Основными осложнениями при данном способе добычи нефти являются:

отложение парафина и солей;

вредное влияние газа на работу насоса;

подъём нефти в искривлённых скважинах;

повышенное содержание песка в продукции;

подъём высоковязких нефтей и образование водоносных эмульсий.

Отложение парафина и солей

При добыче парафинистой нефти происходит отложение парафина на стенках НКТ, что ведет к снижению производительности насоса и прекращению извлечения жидкости.

Нефти по своему углеводородному составу весьма разнообразны, поэтому на некоторых месторождениях добыча нефти не сопровождается выделением парафина. Мелкие частицы парафина могут оставаться во взвешенном состоянии и уноситься потоком жидкости. При определенных условиях они склеиваются вместе выделяющимися одновременно смолами и асфальтенами, образуя липкие комочки твердых углеводородов, которые прилипают к шероховатым стенкам труб, уменьшая их сечение.

Толщина отложений парафина на внутренних стенках труб увеличивается от забоя к устью скважины по мере снижения температуры и дегазации нефти. Как правило, их толщина достигает максимума на глубинах 200 - 50 м, а ближе к устью толщина отложений уменьшается. Это связано с увеличением скорости движения газожидкостной смеси в результате расширения газа и механическим разрушением парафиновых отложений потоком жидкости. Отложению парафина способствуют шероховатость поверхности, малые скорости потока и периодическое обнажение поверхности в результате пульсации.

Отложения неорганических солей в призабойной зоне пласта и оборудовании скважины существенно осложняют процесс добычи нефти. Как следствие происходит резкое снижение продуктивности скважин, преждевременный выход из строя штанговых насосов и оборудования скважин. В скважинах, оборудованных установками скважинных штанговых насосов (УСШН), ниже приема насоса образуются солевые пробки, высота которых иногда достигает 500 м и более; при этом внутренний диаметр насосно-компрессорных труб (НКТ) сужается на 10-12 мм. Солевые отложения полностью выводят из строя насосы, приводят к частому обрыву насосных штанг, порче НКТ и другим осложнениям. Все это на продолжительное время нарушает нормальный режим работы нефтяных скважин и приводит к потере добычи нефти.

Предупреждение отложений парафина

Для предотвращения отложений парафина и обеспечения нормальных условий работы скважины применяются различные методы. Можно выделить следующие главные методы ликвидации отложений парафина.

1. Механические методы, к которым относятся:

применение пружинных скребков, периодически спускаемых в НКТ на стальной проволоке;

периодическое извлечение запарафиненной части колонны НКТ и очистка их внутренней полости механическими скребками на поверхности;

применение автоматических так называемых летающих скребков.

2. Тепловые методы:

прогрев колонны труб путем закачки перегретого пара в затрубное пространство;

прогрев труб путем закачки горячей нефти;

3. Применение труб, имеющих внутреннее покрытие из стекла, эмали или эпоксидных смол.

4. Применение различных растворителей парафиновых отложений.

5. Применение химических добавок, предотвращающих прилипание парафина к стенкам труб.

В зависимости от интенсивности образования парафиновых отложений, их прочности, состава и других особенностей применяют различные методы и часто их комбинации.

Борьба с отложением солей

Отложение солей на стенках НКТ подземного оборудования и даже в призабойной зоне наблюдается на некоторых месторождениях нефти при закачке в пласт пресной воды для ППД.

Основными методами борьбы с образовавшимися солевыми отложениями являются химические методы, т. е. применение различных растворителей с последующим удалением продуктов реакции. Солевые отложения образуются не только в фонтанных трубах, но и в системе сбора и подготовки нефти, и газа на поверхности. В зависимости от солевого состава пластовых вод и интенсивности отложения солей применяют различные ингибиторы, т. е. химические добавки, полученные на основе фосфорорганических соединений. Ингибиторы вводят в поток в дозах, составляющих несколько граммов на 1 м³ пластовой жидкости. Ингибиторы позволяют удерживать в растворе ионы кальция, предотвращая его отложения. Плотные осадки удаляют растворами гидроокисей (например, каустической соды). Образующиеся при этом гидроокиси кальция представляют рыхлую массу, которая легко разрушается при действии раствора соляной кислоты.

Влияние газа на работу ШГН

Значительное количество свободного газа на приеме насоса приводит к уменьшению коэффициента наполнения насоса вплоть до нарушения подачи. Это происходит следующим образом. При ходе плунжера вниз газожидкостная смесь под ним сжимается до давления, равного давлению над плунжером, которое достаточно велико. Газ растворяется в жидкости и, в частности, в той, которая находится во вредном^{11 Вредным пространством ШСН называют объем, заключенный между всасывающим и нагнетательным клапанами насоса при крайнем нижнем положении плунжера.}

² Динамограммой называют диаграмму нагрузки на устьевой шток в зависимости от его хода пространстве. При последующем ходе вверх давление под плунжером падает до давления на приеме насоса. Растворенный газ выделяется и задерживает открытие всасывающего клапана, пока давление не упадет до давления приема. В результате под плунжер поступает меньшее количество смеси.

Пример динамограмм с нормальным заполнением полости насоса и с влиянием газа приведён на рисунках 1 и 2.

Борьба с влиянием газа

Основной метод борьбы - уменьшение газосодержания в жидкости, поступающей в насос. При поступлении жидкости в насос газ частично сепарируется в затрубное пространство. Сепарацию газа характеризуют коэффициентом сепарации, который представляет собой отношение объема свободного газа, уходящего в затрубное пространство, ко всему объему свободного газа при термодинамических условиях у приема насоса.

Сепарацию (отделение) газа можно улучшить с помощью защитных устройств и приспособлений, называемых газовыми якорями (газосепараторами), которые устанавливаются при приеме насоса. Работа их основана на использовании сил гравитации (всплывания), инерции, их сочетания. В настоящее время штанговые глубинные насосы оборудуются газо-песочными якорями (ГПЯ).

Работа ШГН в искривлённых скважинах

При большой кривизне ствола скважины наблюдается интенсивное истирание НКТ и штанг вплоть до образования длинных щелей в трубах или обрыва штанг.

Борьба с односторонним истиранием оборудования

Для медленного проворачивания колонны штанг и плунжера "на выворот" при каждом ходе головки балансира с целью предотвращения одностороннего истирания штанг, муфт и плунжера при использовании пластинчатых скребков применяют штанговращатель. Применяют также протекторные и направляющие муфты, скребки _ завихрители. Кроме того, принимают режим откачки, характеризующийся большой длиной хода S и малым числом качаний n. Также перед спуском ШГН и ЭЦН в наклонную скважины спускают шаблон диаметром больше чем насос.

Влияние песка

Отрицательное влияние песка в продукции приводит к абразивному износу плунжерной пары, клапанных узлов и образованию песчаной пробки на забое. Песок также при малейшей не герметичности НКТ быстро размывает каналы 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 заедание плунжера в 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 подачи восходящего потока ниже приема, что способствует ускорению образования 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 песчаным скважинам относят скважины с содержанием песка более 1 г/л.

Борьба с песком

При насосной эксплуатации выделяют 4 группы методов борьбы с песком:

1. 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 - уменьшением отбора жидкости.

2. Обеспечение выноса на поверхность значительной части песка, поступающего в скважину. Это обеспечивается подбором сочетаний подъемных труб и штанг либо подкачкой в затрубное пространство чистой жидкости (нефти, воды).

3. Установкой песочных якорей (сепараторов) и фильтров у приема насоса достигается сепарация песка от жидкости. Работа песчаных якорей основана на гравитационном принципе

Песочный якорь прямого действия одновременно является газовым якорем. Применение песочных якорей - не основной, а вспомогательный метод борьбы с песком. Метод эффективен для скважин, в которых поступление песка непродолжительно и общее его количество невелико.

4. 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). Вследствие быстрого засорения противопесочные фильтры не нашли широкого применения. Их целесообразно помещать в корпус с "карманом" для осаждения песка или сочетать с песочным якорем.

Добыча высоковязких нефтей

Основной способ подъема высоковязких нефтей на поверхность - штанговый скважинно-насосный. В процессе эксплуатации возникают осложнения, вызванные сигналами гидродинамического трения и при движении штанг в жидкости, а также движении жидкости в трубах и через нагнетательный и всасывающий клапаны.

При откачке нефтей с вязкостью более 500 мПа·с может происходить "зависание" штанг в жидкости при ходе вниз.

Борьба с высоковязкой нефтью

Основной метод химический основанный на добавлении в поток добываемой жидкости (в зону приема глубинного насоса, в зону перфорации, в затрубное пространство, а также в трубопровод нефтесбора) различных химических добавок уменьшающих их вязкость.

2.5 Анализ борьбы с осложнениями при работе скважин оборудованных УСШН, на Таныпском месторождении

Нефти Таныпского месторождения высокосернистые, высокосмолистые, парафинистые, содержат сероводород, т.е. запасы месторождения являются трудно извлекаемыми. Сероводород вызывает коррозию оборудования, а парафин, откладываясь на ГНО, осложняет его работу. Все это вынуждает применять различные методы для борьбы с ослажнениями.

Дополнительне оборудование предназначеные для борьбы и предотвращения осложнений:

- линия кабельная греющая, нагреватель АСЛН-1;

- устьевой блок подачи реагента (УБПР);

- дозатор реагента глубинный (ДРГ-1);

- магнитный аппарат скважины (МАС -2);

- якорь газопесочный (ЯГП);

- скребок штанговый;

- филтры (сетчатые и щелевые).

Распределение механизированного фонда скважин оборудованных УСШН по дополнительному оборудованию, преднезначенного для борьбы и предотвращения осложнений

Рис.

Охват механизированного фонда скважин оборудованых УСШН дополнительным оборудованием, предназначенного для борьбы и предотвращения осложнений



Рис.

Наиболее распространненным видом осложнения возникающеим при эксплуатации скважин Таныпского месторождения оборудованных УСШН является АСПО, поэтому анализ будет произведен для оборудования предназначеного для предотвращения возникновения АСПО.

Анализ работы скважин Таныпского месторождения, оборудованных (АСЛН-1) по ТРС и промывкам

Таблица 15

По результатам анализа таблицы №3 можно сделать след выводы работы скважин после внедрения дополнительного оборудования:

1. На скв №190 межочистной период не изменился, но увеличилась наработка на отказ с 872 до 1095 суток. Эффективность доказана.

2. На скв №601 межочистной период повысился с 14 до 122 суток и увеличилась наработка на отказ с 1000 до 1825 суток. Эффективность доказана.

Анализ работы скважин Таныпского месторождения, оборудованных глубинным дозатором (ДРГ-1) по ТРС и промывкам

Таблица 16

По результатам анализа таблицы №2 можно сделать след выводы работы скважин после внедрения дополнительного оборудования:

1. На скв №9083 межочистной период не изменился, но уменьшилась наработка на отказ с 527 до 269 суток;

2.На скв № 206 межочистной период не изменился, но увеличилась наработка на отказ с 153 до 1457 суток. Эффективность доказана.

3. Организационная часть

3.1 Охрана недр окружающей среды

Нефтяная и газовая промышленности остаются потенциально опасными по загрязнению окружающей среды и ее отдельных объектов. Возможное воздействие их на основные компоненты окружающей среды (воздух, воду, почву, растительный и животный мир и человека) обусловлено большим разнообразием химических элементов, используемых в технологических процессах, а также большим объемом добычи нефти и газа, их подготовке, транспортировке, хранению, переработке и широкого разнообразного использования.

Все технологические процессы в нефтяной промышленности (разведка, бурение, добыча, сбор, транспорт, хранение, переработка нефти и газа) при соответствующих условиях могут нарушить естественную экологическую обстановку. Нефть, углеводороды нефти, сточные воды в больших объемах попадают в водоемы и другие экологические объекты:

- при бурении и аварийном фонтанировании скважин;

- при аварии транспортных средств;

- при разрывах трубопроводов;

- при нарушении герметичности колонны в скважине, технологического оборудования;

- при сбросе не очищенных промысловых вод.

В процессе добычи, подготовке, транспортировке и хранении нефти и газа загрязнения вызваны утечками углеводородов через неплотные соединения во флянцах (сальниках, задвижка), задвижках трубопроводов и пробоотборных кранов

Большую опасность для окружающей среды представляют нефтепроводы. Подсчитано, что в среднем при одном порыве нефтепровода выбрасывается две тонны нефти, приводящей в непригодность 1000 м² земли.

Характерными остаются разливы нефти в результате аварии на нефтегазосборных коллекторах и технологических установках, ликвидации которых не редко затягиваются, выполняются не качественно.

Из-за отсутствия канализации на некоторых КНС и ДНС промысловые стоки сбрасываются в ближайшие водоемы и болота, загрязняя еще и грунтовые воды.

Основные проблемы окружающей среды в нефтяной и газовой промышленности должны решаться сегодня путем увеличения оборотного водоснабжения, рекультивацией земель и введении эффективных технологических мероприятий, по повышению надежности работы нефтепромысловых объектов и сооружений.

3.2 Охрана труда и техника безопасности

Охрана труда в нефтяной промышленности

Основное назначение охраны труда на предприятии - создание условий, которые обеспечивают полную безопасность производственных процессов, исключающих несчастные случаи и профессиональные заболевания, направлены на облегчение труда и наилучшую санитарно-гигиеническую обстановку на производстве.

Организация работы по охране труда в ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» регламентирована «Основными положениями об организации работы по охране труда в нефтяной промышленности». В них определены основные обязанности должностных лиц по обеспечению безопасных условий труда, порядок проведения инструктажей персонала безопасным методам работы, порядок организации и осуществления контроля за состоянием условий труда и ответственности работников предприятия за нарушение правил и норм охраны труда. Согласно «основных положений», общее руководство и ответственность за правильную организацию работ по обеспечению безопасных условий труда возлагается на главного инженера. Помощником главного инженера является служба От и ТБ, она контролирует выполнение требований охраны труда и техники безопасности. Служба организует обучение и пропаганду по охране труда, контролирует своевременность проведения всех видов обучения во всех подразделениях предприятия, оказывает методическую помощь по разработке и внедрению стандартов ССБТ, инструкций по охране труда, участвует в расследовании аварий и несчастных случаев, ведет их учет и анализ, контролирует своевременность выполнения мероприятий по их предупреждению.

Непосредственную ответственность за безопасность при проведении работ и использовании оборудования, инструментов, защитных средств и за поведение рабочих на местах несет мастер. Он ежедневно проверяет состояние оборудования, механизмов, предохранительных и сигнализирующих устройств и при обнаружении неисправности немедленно устраняет их.

Контроль деятельности предприятия по созданию и поддержанию безопасных и безвредных условий труда рабочих и служащих ведут органы государственного надзора: Госгортехнадзор, Санитарный надзор, Энергонадзор, Госинспекция по труду. Профилактический контроль за состоянием условий труда на рабочих местах в Территориальном управлении выражается в регулярных проверках, проводимых руководителями разных уровней управления производством по определенной схеме - 1, 2, 3, 4 этапы контроля. Также для осуществления регулярного контроля за состоянием условий труда и рассмотрения других вопросов охраны труда на предприятии создана и эффективно работает постоянно действующая комиссия по безопасности труда под председательством главного инженера, постоянно действующая комиссия проводит свою работу по годовым планам, утвержденным главным инженером. Для создания здоровых и безопасных условий труда, предупреждения травматизма и аварийности многое делают общественные инспекторы по охране труда - рабочие ведущих профессий, бригадиры, имеющие большой опыт работы, хорошо знающие специфику производства.

Безопасность труда на производстве обеспечивается различными путями:

- создание в процессе проектирования и строительства такой технологий, которая исключает проявления опасных и вредных производственных факторов;

- создание в процессе конструирования и серийного изготовления такой техники, которая в достаточной степени оснащена элементами блокировки, исключающими аварии в процессе эксплуатации и несчастные случаи при обслуживании;

- организация и непосредственное управление производственными процессами и технологическими операциями со стороны компетентных руководителей первого звена (мастеров, бригадиров);

- обучение и обеспечение работающих такими инструкциями по охране труда, требования которых достаточны для предупреждения аварий, несчастных случаев и профессиональных заболеваний при условии их соблюдения.

На современном уровне науки и техники любой из перечисленных путей практически осуществим, и может достичь цели - полного исключений аварий, несчастных случаев и профзаболевании.

Создание безопасной технологии - самый лучший путь обеспечения безопасности труда, как с экономической, так и с социальной точки зрения.

Техника безопасности при эксплуатации СК

При эксплуатации скважин штанговыми насосными установками обслуживающий персонал имеет дело с большим числом движущихся частей станка-качалки; поэтому основные мероприятия техники безопасности здесь сводятся к обеспечению достаточной прочности оборудования и ограждению всех движущихся частей механизма.

Станки-качалки всех типов выпускают с ограждениями кривошипно-шатунного механизма и ременной передачи.

Необходимо соблюдать также следующие основные требования безопасности:

- Верхний торец устьевого тройника-сальника должен возвышаться над уровнем приустьевой площадки не более чем на 1 м. При набивке уплотнения в корпусе сальника головка его должна удерживаться на сальниковом штоке специальным зажимом;

- Запрещается провертывать шкив станка-качалки вручную или тормозить его путем подкладывания трубы или лома в спицы;

- При перестановке пальцев кривошипно-шатунного механизма шатун следует надежно крепить к стойке станка-качалки;

- Перед пуском станка-качалки необходимо убедиться в том, что редуктор станка не заторможен, ограждения установлены и в опасной зоне нет людей;

- Для обслуживания электродвигателя и тормоза станка-качалки должна быть устроена площадка с ограждением4

- Воспрещается надевать и снимать ремни посредством рычагов. Надевать и снимать ремни надо путем передвижения электродвигателя;

- Во время смазки, осмотра и замены отдельных частей станок-качалка должен быть остановлен;

- Канатную подвеску снимать и надевать разрешается только специальными приспособлениями с пола или с переносных лестниц-площадок. Запрещается выполнять эти работы с балансира станка-качалки;

- До начала проведения ремонтных работ или перед осмотром оборудования периодически работающей скважины с автоматическим, дистанционным или ручным пуском привод должен отключаться, а на пусковом устройстве вывешивается плакат: «Не включать - работают люди»;

- На скважинах с автоматическим и дистанционным управлением станков-качалок вблизи пускового устройства на видном месте должны быть укреплены щитки с надписью: «Внимание! Пуск автоматический». Такая же надпись должна быть на пусковом устройстве.

Требования при эксплуатации с УБПР

Подготовка к работе:

1. БПР подвергнуть расконсервации. Наружная смазка удаляется ветошью, смоченной в бензине или уайт-спирите. Если попадание консервирующего состава в перекачиваемый продукт недопустимо, следует прокачать проточную часть раствором, содержащим 2-5% нитрида натрия и 0,5% кальцинированной соды;

2. при установке БПР на заранее подготовленную площадку или бетонный фундамент выверяется правильность его положения в двух взаимно перпендикулярных направлениях. Установку производить в соответствии со схемой обвязки;

3. при установке БПР на скважину необходимо обеспечить свободный доступ к БПР, а также при установке БПР на скважине должны соблюдаться «правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности;

4. при первоначальном включении БПР необходимо путем внешнего осмотра проверить надежность заземления и качество монтажа электрооборудования. При помощи вводного автоматического выключателя QF1 подключить БПР к сети электропитания. Кратковременным включением вентилятора и циркуляционного насоса проверить правильность вращения электродвигателей.

Порядок работы:

1. Основные функции циркуляционного насоса:

- заполнение бака реагентом;

- циркуляция реагента в баке;

- слив реагента из бака;

2. Пуск дозатора производить в следующей последовательности:

- проверить уровень жидкости в исходном баке;

- задать требуемую подачу Q;

- открыть приемный вентиль;

- управление БПР осуществляется с пульта управления кнопкой «Пуск», «Стоп» и тумблером «Автомат.- Ручн.»;

- проверить давление в нагнетательном трубопроводе.

Техническое обслуживание и ремонт.

1. Периодически, но не реже одного раза в сутки следует проверять показания манометра, утечки через уплотнения, наличие смазки в подвижных соединениях, а также затяжку крепежных деталей.

2.Техническое обслуживание установленных дозаторов, циркуляционного насоса проводить согласно эксплуатационной документации на них.

Хранение.

БПР хранить в законсервированном виде. При длительном хранении БПР, 1 раз в 6 месяцев необходимо производить проверку его состояния. При необходимости консервацию.

Транспортировка.

БПР может транспортироваться любым видом транспорта.

3.3 Противопожарные мероприятия

Для безопасного ведения работ на объектах нефтегазодобычи необходимо соблюдать противопожарные мероприятия.

- Территорию нефтегазодобывающего предприятия и особенноприскважинные площадки и площадки, на которых расположены нефтесборные и сепарационные установки, газораспределительные будки, нефтесборные пункты и нефтенасосные станции, необходимо содержать в чистоте. Разлитую нефть и нефтепродукты следует убирать, а загрязненную площадь - зачищать.

- Каждый производственный объект должен иметь комплект первичных средств пожаротушения: ящики с сухим песком, лопаты, огнетушители, план объекта, план противопожарных мероприятий на случай пожара, и т. п., число и перечень которых устанавливаются нормами.

- Обогрев оборудования открытым огнем на территории объектов нефти - газодобычи не допускается, все огневые работы производятся строго по наряду допуску на огневые работы.

- Противопожарное оборудование при производстве работ необходимо содержать в боевой готовности.

- Территория вокруг скважины в радиусе 50 метров обозначается знаками безопасности

- На всех объектах (скважинах, трубопроводах, емкостях) образование взрывоопасных смесей не допускается. Концентрацию смеси определяют газоанализатором типа МСА-361.

- Выхлопные трубы двигателей внутреннего сгорания должны быть соответственно оборудованы искрогасителями.

- Курение у скважин запрещается.

На каждом предприятии необходимо иметь данные о показателях пожаровзрывоопастности веществ и материалов, применяемых в технологических процессах.

Параметры режима работы технологического оборудования, связанного с применением горючих газов, сжиженных горючих газов, легковоспламеняющихся жидкостей, а также с наличием взрывопожароопастной пыли, обеспечивает взрывопожаробезопасность технологического процесса.

Температура подогрева темных нефтепродуктов при хранений, а также при проведении сливоналивных операций ниже температуры вспышки нефтепродукта в закрытом тигле на 35⁰ С и не превышать 90⁰ С.

На приборах контроля и регулирования обозначают допустимые области взрывопажаробезопасносных параметров работы технологического оборудования.

При отклонений одного или нескольких взрывоопасных параметров от допустимых пределов приборы контроля и регулирования подают предупредительные и аварийные сигналы.

Для каждого резервуара устанавливается максимальный придел заполнения.

Схема обвязки трубопровода предусматривает, как правило, возможность выключения неисправного оборудования из технологического процесса и обеспечивает аварийный слив.

Основное и вспомогательное технологическое оборудование предприятия защищает от статического электричества.

Работы на взрывопожароопасных технологических объектов выполняется инструментом, исключающим образование искр.

Оборудование линейной части магистральных нефтепродуктопроводов, а также их ограждение содержат в исправном состояний, а растительность в пределах ограждения систематический удаляют. Сооружения защиты от разлива нефтепродуктов, своевременно ремонтируется, очищаются от нефтепродукта и отложений.

Помещения насосных станций должны быть оснащены газоанализаторами взрывоопасных концентраций, а при их отсутствии на объекте устанавливают порядок отбора и контроля проб.

Устанавливают постоянный контроль за герметичность резервуаров и их оборудование.

Люки, служащие для замеров уровня и отбора проб из резервуаров, имеют герметичные крышки. С внутренней стороны люки снабжают кольцами из металла, исключающего образование искр.

Перед розжигом огневой печи трубопроводы подачи топлива ко всем неработающим форсункам отглушаются. Зажигать форсунки огневой печи без предварительной продувки камеры сгорания и дымовой трубы водяным паром запрещают. Продувку следует вести не менее 15 минут после появления пара из дымовой трубы.

Для отогрева трубопроводов и узлов задвижек применяют пар, горячею воду или песок, а затем также электроподогрев во взрывозащищенном исполнении.

Сети эвакуационного освещения и систем пожарной автоматики присоединяются независимым от основной сети источникам питания или автоматически переключаются при отключений основных источников. Здания, сооружения и открытые производственные установки в зависимости от назначения, класса взрывоопасных и пожарных зон, среднегодовой продолжительности гроз в районе их расположения и ожидаемого количества поражений молнией обеспечивают молниезащитных зданий и сооружений и настоящих правил.

Заключение

В процессе написания курсового проекта мною был проведёны и анализ добывных возможностей и технологических режимов скважин Таныпского месторождения оборудованных УШГН, а также были проведены расчёты по выбору оборудования. Также в курсовом проекте рассмотрены вопросы по осложнениям, возникающим при добыче нефти, охране недр и окружающей среды, охране труда и нефтяной промышленности, пожарной безопасности, обеспечения безопасности труда при эксплуатации скважин.

В результате пароведенных мною расчетов можно сделать вывод, что в целом скважины Таныпского месторожения оборудованные УШГН работают в оптимальном режиме.

Тема курсового проекта актуальна и имеет большое практическое значение, т.к. осложненный фонд затрудняет работу скважин, что приводит к частым промывкам и преждевременным ремонтам, а методы борьбы с осложнениями увеличивают наработку на отказ и межочистной период работы скважин как показывают данные из таблицы 15 и 16.

Список использованных источников

1.Адонин А. Н. Добыча нефти штанговыми насосами. - М.: Недра, 1979. - 213 с.

2.Ивановский В.Н., Дарищев В.И., Сабиров А.А. и др. Скважинные насосные установки для добычи нефти. - М: ГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2002. - 824 с.

3.Мищенко И.Т. Расчеты в добыче нефти. - М.: Недра, 1989.

4.Бойко B.C. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений. -М: Недра, 1990.

5.Щуров В.И. Технология и техника добычи нефти. - М.: Недра, 1983. - 510с.

6.Методическое пособие «Нефтегазопромысловое оборудование». Под ред. Антонова Ю.Ф. - П: ПГТУ, 2003. - 78 с

7.Технологическая документация ЦДНГ - 6.

8.Сборник инструкций по технике безопасности ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ». 2004г.

9.Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. М.: ОАО Типография «Нефтяник», 1998.

водоснабжение насос нефть газ

Размещено на Allbest.ru