Освоение Тарасовского месторождения
Геолого-эксплуатационная характеристика Тарасовского месторождения. Анализ текущего состояния разработки. Оптимизации работы установок штанговых глубинных насосов для снижения затрат на добычу нефти, увеличения дебита, увеличения межремонтного периода.
| Рубрика | Геология, гидрология и геодезия |
| Вид | курсовая работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 13.01.2011 |
| Размер файла | 2,7 M |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Содержание
Введение
1. Общие сведения о месторождении
2. Краткая геолого-эксплуатационная характеристика месторождения
3. Анализ текущего состояния разработки
3.1 Состояние фонда скважин
3.2 Динамика отборов, закачки, обводненности
4. Общие сведения об установках штанговых глубинных насосов [УШГН] эксплуатируемых Тарасовское месторождение
5. Анализ фонда скважин оборудованных ШГН в НГДП “Тарасовскнефть”
6. Оптимизация работы скважин эксплуатируемых УШГН
6.1 Цели оптимизации
6.2 Методика НГДП используемая при подборе оборудования и установления режима работы скважин работающих с пониженными технико-технологическими показателями
6.2.1 Подбор ШГН по производительности и глубине спуска
6.2.2 Подбор интервала размещения
6.2.3 Рекомендуемое дополнительное оборудование ШГН
7. Оптимизации работы УШГН на скважинах Тарасовского месторождения
7.1 Оптимизация работы добывающей установки на скважине №3253
7.2 Оптимизация работы добывающей установки на скважине №1573
7.3 Оптимизация работы добывающей установки на скважине №1817
Заключение
Перечень сокращений, условных обозначений, терминов
Литература
ВВЕДЕНИЕ
Как показал опыт эксплуатации УЭЦН на Тарасовском месторождение широкое применение существующих типоразмеров данных установок неэффективно из - за ограниченного дебита скважин. При дебите 25 - 30 м3/сут динамический уровень составляет 1100 - 1300 м, что приводит к ненадёжной работе установки и выходу её из строя в результате частых срывов подачи. Применяемые газосепараторы из-за высокого газосодержания при максимально возможной глубине спуска УЭЦН не обеспечивают необходимую сепарацию газа для работы насоса. Кроме того, столб жидкости глушения высотой более 1000 м, определяемый максимальной глубиной спуска УЭЦН и большой глубиной залегания продуктивных горизонтов (интервал забой - приём насоса), создаёт большое противодавление на пласт, что что сильно затрудняет вывод скважины на режим эксплуатации (более 10 откачек), а иногда приводит к выходу установки из строя. В связи с многочисленными отказами УЭЦН по указанным причинам возникла насущная необходимось внедрения УШГН.
Однако эксплуатация скважин посредством ШГН вследствие высокого давления насыщения и высокого газосодержания вызывала значительные затруднения. Данную проблему попробовали решить применением большого количества различных типоразмеров УШГН, газосепараторов различных конструкций, в результате проблема была решена, однако возникла другая необходимость - необходимость оптимизации работы весьма разнообразного фонда ШГН. Данный курсовой проект посвящен решению вопросов по снижению затрат на добычу нефти, увеличению дебита, увеличению межремонтного периода - в общем оптимизации работы скважин оборудованных УШГН.
1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О МЕСТОРОЖДЕНИЕ
Тарасовское месторождение открыто в 1984 году. По административному положению месторождение находится на территории Пуровского района Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области. Ближайшими месторождениями являются: Комсомольское, Губкинское, Вынгахинское, Восточно-таркосалинское.
Рисунок 1 - Карта месторождений разрабатываемых “Пурнефтегаз”
В орогидрографическом отношении месторождение располагается в междуречье по берегам Пякопур и его левого притока. Пурпе, относится к бассейну реки Пур и являющихся основными водными артериями изучаемого района. Территория представляет собой полого-холмистую равнину с отметкой рельефа +30 м до +98.Наименьшие отметки приурочены к поймам рек Пякопур и Пурпе.
Сильная заболоченность района связана с наличием мощьного слоя мерзлоты, играющего роль водораздела и затрудняющего фильтрацию. Относительно большая глубина болот и, вследствие этого, позднее промерзание служит препятствием для движения сухопутного транспорта.
Климат района континентальный и характеризуется резкими колебаниями температур в течении года.
В 1984 году Главтюменьгеологией получением фонтана нефти в скважине №121. В 1985 году месторождение введено в эксплуатацию на основании проекта пробной эксплуатации, составленного СибНИИНП в 1984 году.
Месторождение находится в разработке с 1987 года на основании Проекта пробной эксплуатации, выполненного СибНИИНП в 1984 году. Проект был составлен на неутвержденные запасы пластов 2БС11 и БС12.
В 1993г СибНИИНП была составлена «Технологическая схема разработки Тарасовского газонефтяного месторождения».
Тарасовское месторождение разрабатывается с 1987 года. В разработке находятся семь основных залежей среди которых ПК19-20 является наиболее нефтеносной на Тарасовском месторождении. Первоначалъно пласты ПК19 и ПК20 считались двумя отдельными залежами. В настоящее время пласты ПК19-20 считаются одной залежью.
Для извлечения запасов из пластов ПК19-20 применяется метод заводнения. Для системы расстановки скважин используется схема 7: 1 (чередование 7-ми рядов добывающих скважин и одного ряда нагнетательных скважин). Скважины пробурены по обычной сетке с расстоянием 250 м всего было пробурено около 900 скважин. Бурение скважин на главном структурном поднятии было сгруппировано на 52-х кустах.
Каждый куст состоит из 10-40 скважин (как нагнетательных так и добывающих).
Добываемые флюиды поступают на одну главную сепараторную станцию, где происходит их разделение на нефть воду и газ. Нагнетаемая вода подаётся тремя нагнетательными насосными станциями, расположенными на южном, центральном и северном участках месторождения.
2. КРАТКАЯ ГЕОЛОГО-ЭКСПЛУАТАЦИОННАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Тарасовское месторождение находится в разработке с 1987 года на основании «Проекта пробной эксплуатации», выполненного СибНИИНП в 1984 году.
Промышленная нефтеносность в пределах рассматриваемого месторождения связана с нижнемеловыми отложениями: валанжинский ( БС14, БС12, ОБС12, 2БС11, БС10, 1БС10), готерив-барремский ( БС8, ОБС8, БС7, БС6, БС4, 2БСЗ, 1БСЗ, БС2,Б1, 0-1БСО, АС12, АС11, АС10) и апт-альбский ярусы (пласты-ПК17, ПК18, ПК19-20, ПК22). Всего на месторождении (без учета сеноманской залежи) выявлено 56 залежей углеводородов.
По типу залежи относятся к пластово-сводовым, массивным, литологически и тектонически-экранированным. Значительная часть из них по всей площади подстилается водой, характеризуется сложным строением невыдержанных по площади и разрезу большинства продуктивных пластов и сложным распределением нефти и газа.
В тектоническом отношении Тарасовское месторождение находится в пределах юго-западной части Северного свода и приурочено к Пякупурскому куполовидному поднятию. Структура осложнена четырьмя куполовидными поднятиями.
Основными залежами на месторождении считаются ПК19-20, АС10, 1БС10, 2БС10, 2БС11, БС12 и БС13-14.
Самой крупной на месторождении является нефтегазоводяная залежь пласта ПК19-20.
Пласт ПК19-20 приурочен к терригенным отложениям апт-альбского яруса нижнего мела, к нижней подсвите покурской свиты и представлен переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Песчаники серые, плохо отсортированные, слабо и среднесцементированные с включением мелких растительных остатков. Прослои глин, серых алевролитистых слабослюдистых с включением органических остатков и тонких слоев углей. Залежь пласта массивная, водоплавающая с газовой шапкой. Эффективные нефтенасыщенные толщины 12.4-24м. В пределах принятого ВНК залежь имеет размер 14.3 х 5.6км (ВНК -1636м), высота залежи -55 метров, абсолютная отметка ГНК - 1602м. Высота газовой залежи -23м, нефтяной -33м.
С долей условности весь продуктивный разрез ПК19-20 можно разделить на четыре части 1ПК19, 2ПК19, ЗПК19, ПК20, каждая из которых будет иметь общую толщину 10 м и отделена от других преимущественно заглинизированным разделом.
Добывающий фонд пласта ПК19-20 на 01.01.2002 года составил 576 скважины, из которых 479 скважины - действующие. Весь добывающий фонд скважин механизированный.
С начала разработки, на 01.01.2002г, из залежи добыто 132093.85 тыс.тонн нефти. Дебиты по нефти и по жидкости выше прогноза и составляют, соответственно, 17.61т/сут., и 51 т/сут. Обводненность продукции составляет 79,76%, что на 15,14% ниже предусмотренной проектом.
Геолого-физические данные основных объектов разработки Барсуковского месторождения представлены ниже в таблице 2.1.
Компонентный состав пластовых, разгазированных нефтей и природных газов определялся методами газо-жидкостной хромотографии. Разгазированные нефти пластов ПК17,ПК19,ПК19-20,ПК20 сернистые, вязкостные.
Физические свойства нефтей исследованы методом однократного реагирования. Среднее значение свойств приведены в таблице 2.2.
Таблица 2.1.
Геолого-физические данные основных объектов разработки месторождения
|
Параметры |
Пласты |
|||
|
ПК19-20 |
2БС11 |
БС12 |
||
|
Средняя глубина залегания, м |
1610 |
2573 |
2644 |
|
|
Абсолютная отметка ВНК, м |
1636 |
2440 |
2508 |
|
|
Тип коллектора |
терригенный |
поровый |
поровый |
|
|
Тип залежи |
пл-свод. |
Пл-свод. |
Пл-свод. |
|
|
Площадь нефтегазоносности, т.м2 |
74030 |
19000 |
41937,5 |
|
|
Средняя нефтенасыщен. Толщина,м |
14, 4 |
3,7 |
3,5 |
|
|
Пористость, доли ед. |
0,27 |
0,18 |
0, 19 |
|
|
Проницаемость, Мд |
87 |
29 |
31 |
|
|
Средняя нефтенасыщенность, д.ед. |
0, 68 |
0, 65 |
0, 65 |
|
|
Коэффициент песчанистости, д.ед. |
0, 45 |
0,77 |
0, 59 |
|
|
Коэффициент расчлененности |
18 |
2, 64 |
2, 73 |
|
|
Пластовая температура, град.С |
55 |
84 |
80 |
|
|
Пластовое давление, мПа |
16, 8 |
25, 8 |
25, 8 |
|
|
Вязкость нефти в пл.усл., спз |
3, 68 |
1, 04 |
1, 04 |
|
|
Плотность нефти в пл.усл.,г/смЗ |
0, 821 |
0, 834 |
0,8111 |
|
|
Плотность газа в пл.усл.,г/смЗ |
0, 812 |
0, 738 |
0,721 |
|
|
Объемный коэф.нефти, доли ед. |
1, 112 |
0,73 |
0,73 |
|
|
Содержание серы в нефти, % |
0,51 |
0, 41 |
0, 41 |
|
|
Содержание парафина в нефти, % |
1, 99 |
3,79 |
3,1 |
|
|
Давление нас. Нефти газом,мПа |
11,9 |
11,7 |
11,7 |
|
|
Газосодержание нефти, м3/т |
50, 9 |
67, 4 |
67, 4 |
|
|
Вязкость воды в пл.усл.,мПа |
0,5 |
0,5 |
0,5 |
|
|
Плотность воды в пл.усл., г/см3 |
1, 001 |
1, 007 |
1,003 |
Таблица 2.2.
Физические свойства пластовой нефти Тарасовского месторождения
|
Наименование |
ПК19 |
ПК19-20 |
ПК20 |
|
|
Пластовое давление, Мпа |
17,8 |
17,1 |
17,1 |
|
|
Пластовая температура, С |
56 |
56 |
56 |
|
|
Давление насыщения, Мпа |
12,4 |
12,4 |
12,5 |
|
|
Газосодержание, м3/т |
62 |
56 |
52 |
|
|
Газовый фактор при условной сепарации, м3/т |
58 |
53 |
52 |
|
|
Объёмный коэффициент |
1,156 |
1,124 |
1,116 |
|
|
Плотность нефти, кг/м3 |
806 |
825 |
832 |
|
|
Объёмный коэффициент при условной сепарации |
1,135 |
1,116 |
1,110 |
|
|
Вязкость нефти, мПа*сек |
2,87 |
3,24 |
3,44 |
|
|
Коэффициент упругости, 1/мПа*10 |
16,1 |
12,5 |
12,0 |
|
|
Плотность нефти при условной сепарации, кг/м3 |
878 |
884 |
886 |
3. АНАЛИЗ ТЕКУЩЕГО СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ
3.1 Состояние фонда скважин
По состоянию на 1.01.2003 г. в фонде НГДП ”Тарасовскнефть” находятся 2029 скважин, в том числе 966 добывающих, 245 нагнетательных, 34 наблюдательных, 719 в консервации, 62 ликвидированные.
Из 966 добывающих скважин 826 действующих, 131 в бездействии и 9 в ожидании освоения. Из 796 скважин, дающих нефть, на 1.01.2003 г. 41 скважин работают фонтаном, 488 скважин- ЭЦН, 367 скважин - ШГН; в простое находятся 30 скважин. В числе действующих в отработке на нефть находится 31 нагнетательная скважина.
В 2002 году на баланс НГДП приняты из бурения 24 скважины, из них 22 - в эксплуатацию, 1 - в ликвидацию, 1 - в консервацию.
Введены в работу 35 добывающих скважин : 22 скажин из бурения, 12 скважин из освоения прошлых лет НГДП и одна из консервации.
За отчетный год из бездействия прошлых лет введено 98 скважин, на механизированный способ добычи переведено 10 скважин.
Из 234 нагнетательных скважин на 01.01.2002 под закачкой находится 184 скважин, 4 в простое, 38 в бездействии и 22 в ожидании освоения.
3.2 Динамика отборов, закачки, обводненности
В 4 квартале 2002 года по НГДП ”Тарасовскнефть”, добыто 949,426 т.т. нефти, с начала года 3596,629 т.т., с начала разработки 61890,965 т.т.
За 4 квартал в продуктивные пласты закачано 3474.666 т.м3. воды, с начала года 13760.759 т.м3., с начала разработки 162659.880 т.м3. Текущая компенсация отборов жидкости в пластовых условиях, закачкой воды составила 92.769, накопленнная 93.777%.
В 4 квартале 2002 года отобрано 2140,878 т.т. воды, с начала года 7930,731 т.т., с начала разработки 94785,518 т.т.
Среднегодовая обводненность продукции в 2002 году по сравнению с прошлым годом уменьшилась и составила 78,0 %.
Темп отбора от начальных извлекаемых запасов в отчетном году составил 3,2 %.
4. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ ОБ УСТАНОВКАХ ШТАНГОВЫХ ГЛУБИННЫХ НАСОСОВ [УШГН] ЭКСПЛУАТИРУЕМЫХ ТАРАСОВСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ
В настоящее время установками штанговых глубинных насосов в ЦДНГ-2 НГДП эксплуатируются скважины либо малодебитные, либо сильно обводнившиеся. Несмотря на значительную долю скважин, оборудованных ШГН, в общем количестве скважин, добыча нефти не превышает 15 добываемой цехом. Учитывая, что сильно обводнившиеся скважины выводят из эксплуатации, а малодебитные переводят в другую категорию посредством применения ГРП, то количество таких скважин постепенно уменьшается. Но тем не менее данный способ эксплуатации в связи с действующим ныне законодательством и общей тенденцией в мире к увеличению добычи нефти из низкодебитных скважин безусловно будет развиваться и дальше.
Рассмотрим компоновку и предпочтение маркам ШГН применяемых на месторождение.
Оборудование УШГН включает в себя подземную и наземную часть
К подземному оборудованию относятся:
а) насосно-компрессорные трубы (НКТ), являющиеся каналом, по которому добываемая жидкость поступает от насоса на дневную поверхность.
Б) глубинный насос, предназначенный для откачивания из скважины жидкости, обводненной до 99% с температурой не более 130С.
в) штанги - предназначены для передачи возвратно-поступательного движения плунжеру глубинного насоса от станка - качалки и является своеобразным штоком поршневого насоса.
К наземному оборудованию относятся:
а) привод (станок-качалка) - является индивидуальным приводом штангового глубинного насоса, спускаемого в скважину и связанного с приводом гибкой механической связью - колонной штанг;
б) устьевая арматура с сальниками полированного штока предназначена для уплотнения штока и герметизации устья скважины.
На рисунке 2 представлена общая схема установки штангового скважинного насоса.
Основные типы используемых станков-качалок (СК):
СКД 8-3-4000, СКД 8-3,5-5600, СКД 6-2,5-2800, СКД 12-3-5600 и т.п., а также ПШГН 80-3-40, М - 640 D и М - 912 DS фирмы “Лафкин”, UP9T, Legrand.
Видно что применяемое оборудование отличается большим разнообразием, это объясняется наличием серьезных проблем в эксплуатации скважин в НГДП “Тарасовскнефть” посредством ШГН.
Насосы применяются следующих типов:
невставные - НН2Б-44, НН2Б-57;
вставные - НВ1Б-29, НВ1Б-32, НВ1Б-38, НВ1Б-44.
Невставные насосы:
а). Невставной насос прост по конструкции. Цилиндр невставного насоса крепится непосредственно на колонне НКТ, обычно в нижней ее части. Ниже цилиндра находится замковая опора, в которой запирается всасывающий клапан. После спуска в скважину цилиндра и замковой опоры начинается спуск плунжера на колонне штанг. Когда в скважину спущено то количество штанг, которое необходимо для захода плунжера в цилиндр и посадки всасывающего клапана на замковую опору, производится окончательная подгонка высоты подвески плунжера.
б). Всасывающий клапан опускается в скважину, закрепленный на нижнем конце плунжера с помощью захватного штока. Когда всасывающий клапан приводит в действие замковую опору, последняя запирает его с помощью механического замка или фрикционных манжет. Затем плунжер освобождается от всасывающего клапана путем вращения штанговой колонны против часовой стрелки. После этого компановка плунжера приподнимается от всасывающего клапана на высоту, необходимую для свободного хода плунжера вниз плюс приблизительно 30см погрешности на инерционное увеличение длины хода плунжера. Окончательная подгонка осуществляется с помощью зажима на полированном штоке.
Вставные насосы:
Основное достоинство - всю насосную установку можно поднять на штангах без необходимости подъема НКТ. Есть три типа вставных насосов: насос вставной с подвижным цилиндром и замком внизу (AHИ, RWT и RHT), вставной с неподвижным цилиндром и замком внизу (АНИ, RWB и RHB), и с неподвижным цилиндром и замком наверху (АНИ, RWA и RHA).
После выбора типа вставного насоса, в скважину опускается замковая опора на или рядом с последней НКТ. В зависимости от условий в скважине и предпочтения компании в скважину опускается механический нижний замок или нижний замок манжетного типа, если насос с замком внизу, либо механический верхний замок или верхний замок манжетного типа, если насос с замком наверху. Затем в скважину на колонне штанг опускается вся насосная установка с узлом посадки на замковую опору. После фиксации насоса на замковой опоре подгоняют высоту подвески плунжера так, чтобы он находился как можно ближе к нижнему основанию цилиндра. В скважинах с большим содержанием газа желательно выполнить подвеску так, чтобы подвижный узел насоса почти касался нижнего основания цилиндра, т.е. довести до минимума расстояние между всасывающим и нагнетательным клапаном при ходе плунжера вниз. Вставной насос работает по тому же принципу, что и невставной.
В большинстве скважин в цеху с УШГН предпочтение отдается вставным насосам еще и по следующей причине: для насосов, эксплуатирующихся в искривленных скважинах, характерным является возникновение дополнительной силы сопротивления движению плунжера, зависящей от радиуса искривления оси цилиндра насоса, величины зазора между плунжером и цилиндром, разнице их жесткостей. В результате исследований установлено, что более интенсивный рост силы трения в паре плунжер - цилиндр с изменением угла изгиба характерен для насосов невставного типа, поэтому для наклонно - направленных скважин предпочтительно применение насосов вставного типа.
Общая схема наиболее распространённой компоновки представлена на рисунке 3.
Как показала промысловая практика, одним из способов увеличения эффективности работы УШГН является совместное использование длинноходовых насосов и компоновки.
Рисунок 3 - Характерная компоновка ШГН в НГДП “Тарасовскнефть”
5. АНАЛИЗ ФОНДА СКВАЖИН ОБОРУДОВАННЫХ УШГН В НГДП “Тарасовскнефть”
Добыча нефтепродуктов УШГН осложняется особенностями термодинамических и физико - химических свойств пластовых флюидов (высокими, близкими к начальному пластовому давлениями насыщения; большим газосодержанием нефтей ; наличием газовых (газоконденсатных) шапок; содержанием в нефти асфальтенов, смол, парафина), горно - геологического строения месторождения (сравнительно большой глубиной залегания продуктивных горизонтов по отношению к предельной глубине спуска насосов; наличием в разрезе зоны пониженного уровня температур (интервалов многолетнемёрзлых пород); большой кривизной скважин).
Давления насыщения, близкие к начальным пластовым давлениям, обуславливают разгазирование нефти в призабойных зонах скважин, а при снижение пластового давления - и в удалённых зонах пласта, что влияет на рабочие газовые факторы и коэффициенты продуктивности скважин вследствие изменения фазовых проницаемостей. Нестабильность данных параметров затрудняет подбор оборудования и выбор режима эксплуатации скважин. Наличие газовых шапок также увеличивает рабочие газовые факторы и влияет на коэффициенты продуктивности скважин.
На сегодняшний день в НГДП из 966 добывающих скважин, разрабатываемых одноимённое месторождение 367 или 38% приходится на скважины эксплуатируемые при помощи ШГН. Доля в суммарном дебите всего НГДП таких скважин составляет 27%.
Проанализируем работу ШГН по типам насосов за второе полугодие 2002 года.
Таблица 5.1.
Количество ремонтов ШГН за отчетный период
|
Цех |
1 |
2 |
3 |
4 |
Итого |
|
|
Число ремонтов |
10 |
119 |
126 |
25 |
280 |
Из таблицы 5.1 видно что основная доля ремонтов приходится на третий цех в связи с тем, что в нём сосредоточено большее количество ШГН установок.
Таблица 5.2.
Кол-во ремонтов и расследований по типам насосов
|
Цех |
1 |
2 |
3 |
4 |
|||||||||
|
32 |
44 |
57 |
32 |
44 |
57 |
32 |
44 |
57 |
32 |
44 |
57 |
||
|
Скв. |
- |
5 |
1 |
19 |
53 |
12 |
9 |
41 |
41 |
7 |
8 |
3 |
|
|
Рем. |
7 |
1 |
23 |
64 |
18 |
9 |
51 |
55 |
7 |
10 |
4 |
||
|
Ра-ссл. |
4 |
- |
8 |
56 |
13 |
5 |
41 |
36 |
4 |
7 |
2 |
||
|
От-каз. |
3 |
- |
13 |
89 |
22 |
5 |
73 |
64 |
5 |
15 |
3 |
примечание - по цеху - 2 7скважин с Н38 и по цеху - 3 3 скважины с Н38 вошли в категорию Н44.
Таблица 5.2. показывает что наиболее часто ремонту подвергается 44 ШГН что скорее свидетельствует о его большой распространённости в цехах чем о том что данный тип технически недостаточно эффективен.
Таблица 5.3.
Причины отказов ШГН по 2 цеху (в количестве единиц)
|
Причина |
Отказ |
Цех 3 |
|||
|
32 |
44 |
57 |
|||
|
1. Влияние песка |
выроб.вс.клап. выр.нагн.кл. обрыв плунж. истир.плунж. закл.плунж. |
3 - - - 1 |
10 2 - 1 5 |
1 7 1 1 2 |
|
|
2.Влияние АСПО+ мех.пр. |
АСПО на обор. грязь в клап. АСПО в клап. |
1 - - |
14 3 - |
12 5 - |
|
|
1 |
17 |
17 |
|||
|
3.Обрыв штанг |
- |
6 |
2 |
||
|
4.Отбр. НКТ |
ослаб.рез.-изн. корр.НКТ. см.НКТ. протерты НКТ |
- - - - |
5 2 3 - |
2 2 2 1 |
|
|
10 |
7 |
||||
|
5.Отбр. штанг |
гнут.-износ истир. штанг истир.скреб. |
- - - |
3 1 1 |
2 1 1 |
|
|
- |
5 |
4 |
|||
|
6.Коррозия |
клап.и насоса штанг и плунж сепар. |
- - - |
1 3 1 |
1 3 - |
|
|
5 |
4 |
||||
|
7. Прочие механические повреждении |
повр.конуса и колец нас. трещ.кор.нас. пов.вс.и наг.кл пром.сл.верт. отвор.штанг |
- - - - - - |
1 - 2 1 2 6 |
- - 3 - 5 |
|
|
- |
6 |
8 |
Анализируя выше приведённую таблицу отметим что причиной, из - за которой происходи наиболее частый отказ ШГН в 3 цеху является отрицательное действие АСПО и механических примесей.
Таблица 5.4.
Причина отказов ШГН по типам насосов в 2 и 3 цехах
(в процентах)
|
Причина |
Цех-2 |
Цех-3 |
Итого |
Общие |
|||||||
|
32 |
44 |
57 |
32 |
44 |
57 |
32 |
44 |
57 |
|||
|
1. Вл. песка |
38.5 |
39.3 |
27.3 |
80.0 |
32.9 |
34.4 |
47.8 |
35.5 |
31.5 |
35.3 |
|
|
2. Вл. АСПО |
30.7 |
6.7 |
18.2 |
20.0 |
23.3 |
26.6 |
21.7 |
15.0 |
23.6 |
18.1 |
|
|
3. Обр. штанг. |
- |
6.7 |
18.2 |
- |
8.2 |
3.1 |
- |
7.2 |
7.9 |
6.8 |
|
|
4. Отбр. НКТ |
23.1 |
22.5 |
4.5 |
- |
13.7 |
10.9 |
13.0 |
19.4 |
10.1 |
16.1 |
|
|
5. Отбр. штанг |
- |
10.1 |
- |
- |
6.8 |
6.25 |
8.7 |
8.3 |
4.5 |
7.2 |
|
|
6. Корроз. нас.пл.шт. |
- |
6.7 |
9.1 |
- |
6.8 |
6.25 |
4.3 |
6.7 |
6.7 |
6.5 |
|
|
7. Мех.пови прочие |
7.7 |
7.9 |
22.7 |
- |
8.2 |
12.5 |
4.3 |
7.8 |
15.7 |
9.9 |
Как свидетельствует статистика таблиц 5.2. и 5.4. при рассмотрении причин выхода ШГН из строя, самый высокий процент выхода от влияния песка. Значительный процент отказов от влияния АСПО и отбраковки НКТ. Выработка клапанов от общего количества отказов составляет - 16.8% в.т.ч. по всасывающим -12%, по нагнетательным-4.8%. А выработка клапанов от общего количества отказов влияния песка составляет - 47.6%, по всасывающим- 34%, по нагнетательным - 13.6%. Т.е. в этом направлении нужно не откладывая принимать меры по усовершенствованию конструкции сепараторов и насосов.
Сопоставление причин выхода по типам насосов в процентном соотношении выглядит следующим образом.
Таблица 5.5.
Распределение причин по типам насосов
(в процентах)
|
Причина |
32 |
44 |
57 |
|
|
Влияние песка |
10.7 |
62 |
27.2 |
|
|
ВлияниеАСПО |
9.4 |
50.9 |
38.6 |
|
|
Обрыв штанг |
- |
65 |
35 |
|
|
Отбраковка НКТ |
6.4 |
74.5 |
19.1 |
|
|
Отбраковка штанг |
9.5 |
71.4 |
19.0 |
|
|
Коррозия насоса, штанг, плунжера |
5.3 |
63.1 |
31.6 |
|
|
Механ. повреждения и прочие |
3.4 |
48.3 |
48.3 |
По имеющейся статистике наибольший процент выхода по всем выявленным отказам имеют 44 насосы. По этим насосам необходимо индивидуальное рассмотрение по всем зависящим факторам.
По всем скважинам с выработкой клапанов необходимо наметить технологические операции в зависимости от объема накопления и от факторов интенсивности выработки (номера скважин выбрать с накопительной информации ПРС). К сведению, выработка клапанов может иметь место и на скважинах не имеющих выноса песка.
Таблица 5.6.
Информация по выработке всасывающих и нагнетательных клапанов
|
Цех |
Выяв-лено скв. |
Проведено ремонтов |
Выявлено случаев выработки |
|||||||
|
Всего |
В том числе по |
|||||||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
Всас. |
Нагн. |
Всего |
||||
|
1 |
2 |
5 |
- |
1 |
1 |
- |
1 |
2 |
3 |
|
|
2 |
28 |
49 |
14 |
9 |
3 |
2 |
23 |
8 |
31 |
|
|
3 |
32 |
66 |
12 |
10 |
6 |
4 |
23 |
9 |
32 |
|
|
4 |
4 |
8 |
1 |
2 |
1 |
- |
2 |
3 |
5 |
|
|
Итого |
66 |
128 |
27 |
22 |
11 |
6 |
49 |
22 |
71 |
Таблица 5.7.
Информация по скважинам с наличием песка в сепараторах и на забое
|
Цех |
2 |
3 |
|
|
Выявлено скважин - всего |
34 |
36 |
|
|
Вышли из строя по причине влияния песка |
26 |
28 |
|
|
В т. ч. от выработки и песка в клапанах |
16 |
14 |
|
|
Отказы от влияния песка |
76.5% |
78% |
|
|
Отказы от выработки и песка в клапанах |
47% |
39% |
Скважины, по которым составлялась таблица 5.7. выбирались с накопительной информации ПРС.
Таблица 5.8.
Наработка по типам ШГН за анализируемый период
(в зависимости от процента обводнённости)
|
% обв. |
Цех - 1 |
Цех - 2 |
Цех - 3 |
Цех - 4 |
|||||||||
|
32 |
44 |
57 |
32 |
44 |
57 |
32 |
44 |
57 |
32 |
44 |
57 |
||
|
до 40 Рем., Мрп. |
5 130 |
- - |
9 208 |
23 206 |
1 130 |
6 92 |
19 106 |
5 72 |
1 160 |
- - |
- - |
||
|
40 - 72 Рем., Мрп. |
1 225 |
1 55 |
6 99 |
20 124 |
4 44 |
1 80 |
15 74 |
15 70 |
3 106 |
9 101 |
- - |
||
|
Более 72 Рем., Мрп. |
1 116 |
- - |
5 242 |
41 132 |
12 115 |
- - |
14 72 |
28 71 |
3 79 |
- - |
4 62 |
||
|
Общая Рем., Мрп. |
7 142 |
1 55 |
20 184 |
84 157 |
17 99 |
7 91 |
48 88 |
48 71 |
7 102 |
9 101 |
4 62 |
Статистика свидетельствует, что наработка насосов зависит как от типо-размера так и от обводненности эмульсии (т.е. устойчивости эмульсии).
Диаграмма 5.1.
Распределение и сравнение причин отказов ШГН за второе и первое полугодие 2002 года
Диаграмма показывает, что отказы по причине влияния песка и АСПО в втором полугодие 2002 года возросли, не зависимо от того, что ремонтов в первое полугодие выполнено меньше. От влияния песка с 25% до 35,7%, от АСПО с 15,2 до 20,0%. А отказы по отбраковке НКТ, механическим повреждениям и прочим снизились. По отбраковке НКТ с 19,5 до 8,5%, по механическим повреждениям с 19,5 до 14,3%. Повышение процента свидетельствует о более полном выявлении наличия песка, АСПО и имеющихся отказов, а также о том, что в этом направлении мероприятий направленных на снижение выхода из строя по этой причине не проводилось, а т.е. технологические обработки, которые проводились не дали ни какого эффекта. Процент отбраковки НКТ за указанный период снизился в результате улучшения качества отбраковки НКТ на ремонтной базе, и замены на новые трубы (на ремонтную трубу заменено - 17% и на новую - 18% отремонтированных скважин в предыдущий и указанный период). Снижение процента по механическим повреждениям и прочим свидетельствует об улучшении качества ремонта в данный период.
6. ОПТИМИЗАЦИЯ РАБОТЫ СКВАЖИН ЭКСПЛУАТИРУЕМЫХ УШГН
6.1 Цели оптимизации
Под оптимизацией работы уже эксплуатируемых установок понимается решение задач, связанных с подбором только некоторых узлов установки и режимных параметров. В качестве критерия оптимальности при сопоставление возможных вариантов компоновки оборудования может быть использован минимум условных затрат на подъём нефти из скважины. Т.е. цель нашей оптимизации работы установки будет заключаться в подборе ШГН по производительности.
Производительность ШГН (обьёмная подача насоса) обеспечивает заданный режим работы скважины, является основным критерием характеризующим работоспособность насоса. Фактическая производительность определяется коэффициентом подачи. Коэффициент подачи насоса определяется конструктивным исполнением насоса и технологическими характеристиками скважины. Для группы месторождений экспериментально установлен при оптимальных условимях коэффициент подачи равен 0,65 - 0,75.
При снижении фактического коэффициента подачи насоса до 0,4 и менее, технологической службой ЦДНГ проводятся мероприятия по установлению причины снижения производительности насоса: оценивается работа насоса по динамограмме, изменение динамического уровня, при необходимости производится промывка клапанов, опрессовка НКТ, профилактика парафиноотложений и т.д. По результатам эффективности выполненных мероприятий и определения причины снижения производительности принимается решение о дальнейшей эксплуатации ШГН.
Эксплуатация ШГН с коэффициентом подачи менее 0,3 запрещается.
Тем не менее часть установок эксплуатируется с к.п. 0,3 и менее, в связи с чем происходит увеличение удельного расхода электроэнергии. Рост удельного расхода электроэнергии с уменьшением к.п. происходит по гиперболической зависимости. При уменьшении к.п. со 0,9 до 0,6 рост у.р.э. незначителен (4-12 Втч/(тм)). При дальнейшем уменьшении к.п. (<0,5), у.р.э. резко увеличивается (45-90 Втч/(тм)). Если учесть, что себестоимость добычи нефти почти на 40% определяется затратами на электроэнергию, то становится очевидным, насколько важен подбор насосов и технологический режим работы в целом.
6.2 Рекомендация НГДП по подбору оборудования и установления режима работы УШГН работающих с пониженными технико-технологическими показателями
6.2.1 Подбор ШГН по производительности и глубине спуска
Подбор ШГН определяется:
выбором типоразмера насоса и параметров откачки с учетом группы посадки и напора ШГН;
выбором глубины спуска ШГН, с учетом динамического уровня, кривизны ствола скважины, а также прочности колонны штанг;
прочность колонны штанг задает предельную глубину спуска и определяется сопоставлением допускаемого и фактического приведенного напряжения в штангах;
допускаемое приведенное напряжение в штангахпр доп; МПа определяется маркой стали и видом термической обработки материала штанг. Конкретные значения определяются по паспортным и справочным данным. Для промышленно выпускаемых отечественных штанг, значения пр доп находятся в пределах 60-170 МПа.
фактического приведенного напряжения в штангахпр ; МПа определяется условным диаметром плунжера, диаметром и весом в жидкости насосных штанг, гидростатической нагрузкой столба жидкости в НКТ, конструкцией ствола скважины.
Приведенное напряжение в колонне штанг возрастает при увеличении: типопазмера насоса, глубины спуска штанг удельного веса и вязкости жидкости, устьевого давления, сил трения, длины хода и числа двойных ходов плунжера, снижении динамического уровня, при наличии гидратопарафиноотложений в НКТ, мехпримесей в насосе непрямолинейности плунжерной пары. Наличие скребков-центраторов на штангах также приводит к увеличению приведенного напряжения в колонне штанг.
Подбор оборудования ШГН производится при каждом ремонте скважины. Подбор типоразмера ШГН рекомендуется производить по производительности насоса соответствующей длине хода плунжера L=2,5м, с числом двойных ходов плунжера N=4-6 мин-1.
При выборе режима откачки ШГН предпочтение отдается максимальной длине хода при минимальном числе двойных ходов плунжера.
При эксплуатации ШГН погружение под динамический уровень ( h погр) должно составлять для скважин с обводненностью более 50- 350м ( из расчета обеспечения давления на приеме насоса Рпр=3,0 МПа), для скважин с обводненностью до 50 - 430 метров ( из расчета обеспечения давления на приеме насоса Рпр=3,5 МПа).
Рекомендуемые значения по глубине спуска ШГН и конструкции колонны штанг отечественного производства приведены в таблице 6.1.
Таблица 6.1. Рекомендуемые глубины спуска ШГН
|
Тип ШГН |
Область применения м3/сутки |
Глубина спуска, метр |
Штанговая колонна |
||
19 мм |
22 мм |
||||
|
НСВ-29 |
менее 8 |
1500-1550-1600 |
70 |
30 |
|
|
НСВ-32 |
5-12 |
1400-1450-1500 |
70 |
30 |
|
|
НСВ-38 |
8-17 |
1300-1350-1400 |
65 |
35 |
|
|
НСВ(Н)-44 |
10-25 |
1200-1250-1300 |
60 |
40 |
|
|
НСН-57 |
свыше 20 |
950-1000-1050 |
45 |
55 |
|
|
1100-1150-1200 |
25-45 22-55 |
Применение НСН-57 - ввиду не значительной допустимой глубины спуска насоса, оправдано при условии создания ограниченных значений депрессии на пласт. В остальных случаях приоритет способа эксплуатации ЭЦН.
6.2.2 Подбор интервала размещения
Влияние кривизны ствола в ННС оказывает существенное влияние на долговечность работы УШГН. В интенсивно искривленных участках скважин происходит потеря устойчивости и ускоренный износ штанговых колонн, вследствие дополнительных напряжений изгиба и вибрации, истирания муфт штанг и НКТ. Зенитный угол на участке подвески ШГН не должен превышать 40, т.к. при невыполнении этого условия прекращается работа клапанов.
Оптимальным является размещение ШГН в интервале с интенсивностью набора кривизны не более 3 мин на 10м. При отсутствии прямолинейного участка выбирается участок с наименьшей кривизной в зоне рекомендуемых глубин спуска насоса.
В таблице 6.2. приводятся значения допустимой кривизны для типоразмеров ШГН в зависимости от диаметров ЭК, НКТ подъемника и хвостовика. Условием определения допустимой кривизны задается вписываемость без изгиба насоса и НКТ (9м над насосом + 9м под насосом) в интервал ЭК.
Таблица 6.2.
|
Типо-размер ШГН |
Габаритные размеры ОСТ 26-16-06-86 |
Диаметр НКТ хвостовика, мм |
Допустимая кривизна ствола скважины, мин/10метров |
||||
|
Условный диаметр ЭК,мм |
|||||||
|
140 |
146 |
168 |
|||||
|
НВ-29;32 |
48,2 |
5850 |
73 |
14.0 |
16,9 |
27,5 |
|
|
60 |
17,1 |
20,0 |
30,7 |
||||
|
НВ-38;44 |
59,7 |
5900 |
73 |
11,2 |
14,0 |
24,6 |
|
|
60 |
14,3 |
17,2 |
27,8 |
||||
|
НН-44 |
70 |
5450 |
73 |
9,0 |
12,0 |
23,0 |
|
|
60 |
12,3 |
15,3 |
26,3 |
||||
|
НН-57 |
84 |
5550 |
73 |
5,5 |
8,4 |
19,3 |
|
|
60 |
8,7 |
11,7 |
22,6 |
При углах отклонения оси скважины от вертикали в месте установки насоса более 12 искривление ствола скважины не должно превышать 30 мин на 10 метров. Это ограничение вводится для предотвращения изгиба оси цилиндра насоса под собственным весом, т.к. из-за высокой гибкости корпуса насос при больших наклонах ( выше 12), располагаясь на нижней образующей обсадной колонны, повторяет профиль скважины.
6.2.3 Рекомендуемое дополнительное оборудование УШГН “Тяжелый низ”
Наибольшие растягивающие напряжения действуют в верхней части колонны, наименьшие - в нижней. Однако в нижней части колонны могут возникнуть и сжимающие напряжения при ходе вниз, поэтому в этих условиях данный участок усиливают, т.е. применяют тяжелые штанги большего диаметра.
Исходя из необходимой массы утяжеленного низа 80 кг - для диаметра 44мм, 160 кг - для диаметра 57мм, рекомендуется устанавливать над насосом:
для НСН(В)-44, - 13 штанг диаметром 22мм, или 6 штанг диаметром 25мм, для НСН-57 - 26 штанг диаметром 22мм, или 12 штанг диаметром 25мм.
При этом количество штанг в верхней части подвески насоса остается неизменным.
“Скребки-центраторы”
- используются для механической очистки внутренней поверхности НКТ от АСПО, предотвращают истирание штанг,
- применяются в интервалах интенсивного искривления ствола скважин, с обводненностью продукции не выше 70,
- для предупреждения истирания НКТ возможно использовать скребки- центраторы изготовленные из полиамида с графитовым напылителем.
“Хвостовики”
- хвостовики ниже приема насоса устанавливаются для уменьшения относительной скорости движения фаз ГЖС в стволе скважины, что приводит к снижению застойных зон пластовой воды и раствора глушения ниже приема насоса. Этот процесс приводит к снижению плотности жидкости ниже приема насоса и забойного давления,
- длина хвостовика устанавливается из условия: глубина спуска насоса с хвостовиком должна превышать половину глубины ЭК и обеспечивать глушение скважины не более чем в 2 цикла, для хвостовиков применяются НКТ диаметром 60мм.
7. ОПТИМИЗАЦИЯ РАБОТЫ УШГН НА СКВАЖИНАХ ТАРАСОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
7.1 Оптимизация работы добывающей установки на скважине № 3253
Исходные данные по рассматриваемой скважине приведены в таблицах 7.1, 7.2.
Таблица 7.1.
|
Глубина спуска, м |
Тип насоса |
Тип СКН |
Диаметр НКТ, мм |
Диаметр хвост. мм |
Длина Хвосто-вика |
Теорети- ческая произв. |
Дебит |
Обвод- Нен-ность, % об |
Число качаний n, кач/мин |
||
|
Нефти, т/сут |
Жид- кости, м3/сут |
||||||||||
|
823 |
НН2Б-57 |
UP9T-2500-3 |
73 |
60 |
192 |
59,7 |
28,2 |
45,6 |
28,05 |
6,5 |
Таблица 7.2.
|
Длина хода s, м |
Давле- ние буф. |
Давле- ние пласт. |
Давле- ние заб. |
Уровень |
Коэф. подачи |
Типоразмер колонны штанг |
||||
|
Н стат., м |
Н дин., м |
|||||||||
|
25 мм |
22 мм |
19 мм |
||||||||
|
2,5 |
11 |
159,7 |
148,3 |
80 |
325 |
0,76 |
0 |
70 |
80 |
Для оценки эффективности использования скважины определим коэффициент продуктивности:
(1)
Столь высокий коэффициент продуктивности свидетельствует, что добывные возможности данной скважины ограничиваются лишь характеристиками станка-качалки.
Рассмотрим возможность увеличения дебита скважины.
Минимальное забойное давление, определяемое условием сохранения целостности коллектора, составляет 9,5-10 МПа, поэтому существует реальная возможность снижения забойного давления до 13,5 МПа, тогда потенциальный дебит скважины будет:
Забойное давление можно снизить и дальше, однако это вызывает падение динамического уровня на неприемлемую величину.
Столь высокий дебит не мог быть реализован вследствие невозможности применения ЭЦН, и отсутствия соответствующего станка -качалки, однако после появления М - 912 DS фирмы “Лафкин” данная проблема решается.
Подбор оборудования осуществим следующим образом.
Т.к. для конкретных условий данного месторождения экспериментально установлен коэффициент подачи при оптимальных условиях равный 0,65-0,75, то из условия достижения дебита в 100 м3 и задаваясь коэффициентом подачи 0,7, получим необходимую теоретическую подачу:
м3.. (2)
Для насосов типа НН2Б-57 длина хода плунжера ограничивается 6 метрами, предварительно устанавливаем длину хода полированного штока 5,6м.
Подача насоса определяется по формуле
(3)
где b - коэффициент, зависящий от конструкции колонны штанг: для двухступенчатых b = 1,22; для трехступенчатых b = 1,13.
Значения коэффициента А4 для насосов диаметром 57мм и плотности жидкости 850 кг/м3 равно 0,356.
Глубину спуска насоса L оставляем прежней - 823 м., т.к. она обеспечивает необходимое давление на приеме насоса, равное 2 МПа, при этом величину НД определяем по новому забойному давлению:
(4)
Из формулы (3) определим число качаний n=6.3
Таким образом, окончательно устанавливаем длину хода полированного штока 5,6м и число качаний 6,3 при подаче 100м3.
Результаты расчета представлены в таблицах 7.3. и 7.4.
Таблица 7.3.
|
Глубина спуска, м |
Тип насоса |
Тип СКН |
Диаметр НКТ, мм |
Диаметр хвост. мм |
Длина хвосто- вика |
Теорети- ческая произв. |
Дебит |
Обвод- ненность, % об |
Число качаний n, кач/мин |
||
|
Нефти, т/сут |
Жид- кости, м3/сут |
||||||||||
|
823 |
НН2Б-57 |
М - 912 DS |
73 |
60 |
192 |
142,8 |
71,8 |
100 |
28,05 |
6,3 |
Таблица 7.4.
|
Длина хода s, м |
Давле- ние буф. |
Давле- ние пласт. |
Давле- ние заб. |
Уровень |
Коэф. подачи |
Типоразмер колонны штанг |
||||
|
Н стат., м |
Н дин., м |
|||||||||
|
25 мм |
22 мм |
19 мм |
||||||||
|
5,6 |
11 |
159,7 |
130,5 |
80 |
325 |
0,70 |
0 |
70 |
80 |
Данное мероприятие позволяет увеличить добычу нефти на 33,7т/сут, а также дает возможность накопления производственного опыта эксплуатации такой малораспространенной установки как М - 912 DS фирмы “Лафкин”.
7.2 Оптимизация работы добывающей установки на скважине №1573
Исходные данные по рассматриваемой скважине приведены в таблицах 7.5, 7.6.
Таблица 7.5.
|
Глубина спуска, м |
Тип насоса |
Тип СКН |
Диаметр НКТ, мм |
Диаметр хвост. мм |
Длина хвостовика |
Теорети- ческая произв. |
Дебит |
Обвод- нен- ность, % об |
Число качаний n, кач/мин |
||
|
Нефти, т/сут |
Жид- кости, м3/сут |
||||||||||
|
1200 |
НН2Б-44 |
СКД 8-3-4000 |
73 |
- |
- |
30,2 |
7,2 |
15 |
9,5 |
4,8 |
Таблица 7.6.
|
Длина хода s, м |
Давле- ние буф. |
Давле- ние пласт. |
Давле- ние заб. |
Уровень |
Коэф. подачи |
Типоразмер колонны штанг |
||||
|
Н стат., м |
Н дин., м |
|||||||||
|
25 мм |
22 мм |
19 мм |
||||||||
|
2,5 |
10 |
173 |
124 |
474 |
820 |
0,51 |
0 |
65 |
85 |
Очевидно, данная скважина может эксплуатироваться с большей эффективностью. К этому выводу склоняют высокое забойное давление и довольно низкий коэффициент подачи насоса, поэтому с целью оптимизации работы скважины предполагаем смену насоса на НВ1Б-38 - т.к. дебит в 15-20 м3, согласно рекомендаций НГДП может быть достигнут применением НВ-38, либо НН(В)-44.
Далее все расчеты также будут вестись в соответствии с рекомендациями НГДП.
Данная скважина может работать с большим дебитом, т.к. есть возможность уменьшить забойное давление, предположим увеличение дебита на 2 м3, тогда для этого потребуется снизить забойное на 1 МПа, что допустимо, т.к. минимальное забойное давление, определяемое условием сохранения целостности коллектора, составляет 9,5-10 МПа.
Подбор оборудования осуществим следующим образом. Т.к. для конкретных условий данного месторождения экспериментально установлен коэффициент подачи при оптимальных условиях равный 0,65-0,75, то из условия достижения дебита в 17 м3 и задаваясь коэффициентом подачи 0,7, получим необходимую теоретическую подачу:
м3.
Глубину спуска насоса L оставляем прежней - 1400м, т.к. она обеспечивает необходимое давление на приеме насоса, равное 2 МПа, при этом величину Нд определяем по новому забойному давлению:
Принимая во внимание рекомендации цеха и обобщая данные по эксплуатации скважин ШГН в НГДП, число качаний ограничим числом 5, и определим из формулы (3) длину хода плунжера S:
где значение коэффициента А4 для насосов диаметром 38 мм и плотности жидкости 850 кг/м3 равно 0,184.
Т.к скважин с таким ходом плунжера ввиду унификации оборудования в цеху нет, то принимаем ближайшее значение длины хода плунжера встречающееся в цеху, равное 3 м.
Далее методом последовательного подбора значений n определяем искомое число качаний. Результатом является число качаний равное 5,3.
Тип станка качалки не меняем, число и компоновку штанг также оставляем прежней - их изменение нецелесообразно.
Результаты расчета представлены в таблицах 7.7. и 7.8.
Таблица 7.7.
|
Глубина спуска, м |
Тип насоса |
Тип СКН |
Диа- метр НКТ, мм |
Диа- метр хвост. мм |
Длина хвосто- вика |
Теорети- ческая произв. |
Дебит |
Обвод- ненность, % об |
Число качаний n, кач/мин |
||
|
Нефти, т/сут |
Жид- кости, м3/сут |
||||||||||
|
1400 |
НВ1Б-38 |
СКД 8-3-4000 |
73 |
- |
- |
24,2 |
8,2 |
17 |
9,5 |
5,3 |
Таблица 7.8.
|
Длина хода s м |
Давле- ние буф. |
Давле- ние пласт. |
Давле- ние заб. |
Уровень |
Коэф. подачи |
Типоразмер колонны штанг |
||||
|
Н стат., м |
Н дин., м |
|||||||||
|
25 мм |
22 мм |
19 мм |
||||||||
|
3 |
10 |
173 |
114 |
474 |
930 |
0,7 |
0 |
65 |
85 |
Таким образом, смена насоса с НН-44 на НВ-38 с длиной хода плунжера 3м и числом качаний 5,3 позволяет увеличить дебит по нефти с 7,2 до 8,2 м3/сут, увеличить коэффициент подачи с 0,51 до 0,7, снижая таким образом удельный расход электроэнергии на добычу нефти, а также способствуя эксплуатации установки с большим кпд.
7.3 Оптимизация работы добывающей установки на скважине №1817
Исходные данные по рассматриваемой скважине приведены в таблицах 7.9., 7.10.
Таблица 7.9.
|
Глубина спуска, м |
Тип насоса |
Тип СКН |
Диаметр НКТ, мм |
Диаметр хвост. мм |
Длина хвосто- вика |
Теорети- ческая произв. |
Дебит |
Обвод- ненность, % об |
|||
|
Число качаний n, кач/мин |
|||||||||||
|
Нефти, т/сут |
Жид- кости, м3/сут |
||||||||||
|
1400 |
НСВ1-38 |
ПФ8-3-0-4000 |
73 |
60 |
192 |
32,3 |
9,17 |
24 |
48,05 |
11 |
Таблица 7.10.
|
Длина хода s, м |
авле- ние буф. |
Давле- ние пласт. |
Давле- ние заб. |
Уровень |
Коэф. подачи |
Типоразмер колонны штанг |
||||
|
Н стат., м |
Н дин., м |
|||||||||
|
25 мм |
22 мм |
19 мм |
||||||||
|
1,8 |
17 |
164,1 |
147,6 |
220 |
460 |
0,74 |
0 |
70 |
80 |
Используемый на данной скважине тип станка качалки - ПФ8 отличается малыми габаритными размерами, и был введен в эксплуатацию во время экспериментов по установлению приемлемого характера работы скважин, оборудованных ШГН, в связи с дренированием продуктивных пластов и увеличением обводненности возникла необходимость увеличения дебита скважины. Так как ход полированного штока имеет возможность изменения длины в пределах до 2м, проблему попытались решить увеличением числа двойных ходов плунжера. Достижение нужного эффекта сопровождалось частыми обрывами тросов станка-качалки, значит назрела необходимость оптимизации работы установки.
Рассматривая основную проблему - порыв тросов, делаем вывод о неправильно установленном режиме работы установки, учитывая что нагрузки на УШГН не превышают допустимых и нареканий на работу насоса не возникает, напрашивается заключение о необходимости смены станка-качалки.
Подбор станка-качалки производим по диаграмме А.Н. Адонина. С учетом необходимости сохранения дебита скважины и имеющегося в цеху оборудования выбираем наиболее близкую по характеристикам к СК-8-3,5-4000(согласно А.Н. Адонину) СКД-8-3-4000.
Теперь необходимо подобрать режим работы установки, при этом необходимо сохранить высокий имеющийся коэффициент подачи насоса, значит сохранить теоретическую подачу в 32,3 м3.
Как известно, подача насоса определяется по формуле (3)
где b - коэффициент, зависящий от конструкции колонны штанг: для двухступенчатых b=1,22; для трехступенчатых b=1,13.
Значения коэффициента А4 для насосов диаметром 38мм и плотности жидкости 850 кг/м3 равно 0,184.
Принимая во внимание рекомендации цеха и обобщая данные по эксплуатации скважин ШГН в НГДП, число качаний ограничим числом 6, и определим из формулы (3) длину хода плунжера S:
Т.к. для данного типоразмера УШГН длина хода плунжера ограничивается 3 метрами, то принимаем за длину хода именно это значение.
Далее методом последовательного подбора значений n определяем искомое число качаний. Результатом является число качаний равное 6.7
Тип насоса оставляем прежним.
Таблица 7.11.
|
Глу-бина спуска, м |
Тип насос |
Тип СКН |
Диаметр НКТ, мм |
Диа-метр хвост. мм |
Длина хвосто- вика |
Теорети- ческая произв. |
Дебит |
Обвод- нен- ность, % об |
Число качаний n, кач/мин |
||
|
Нефти, т/сут |
Жид- кости, м3/сут |
||||||||||
|
1400 |
НСВ1-38 |
СКД-8-3-4000 |
73 |
60 |
192 |
32,3 |
9,17 |
24 |
48,05 |
6,7 |
Таблица 7.12.
|
Длина хода s м |
Давле- ние буф. |
Давле- ние пласт. |
Давле- ние заб. |
Уровень |
Коэф. подачи |
Типоразмер колонны штанг |
||||
|
Н стат., м |
Н дин., м |
|||||||||
|
25 мм |
22 мм |
19 мм |
||||||||
|
3 |
17 |
164,1 |
147,6 |
220 |
460 |
0,74 |
0 |
70 |
80 |
Таким образом, сменой станка-качалки ПФ8 на СКД-8-3-4000 достигается более благоприятный для оборудования режим работы, увеличивается межремонтный период УШГН.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Таким образом, изменяя число качаний, длину хода плунжера, меняя глубину подвески насоса, осуществляя смену насоса или станка-качалки и т.д., можно добиться существенного улучшения показателей работы УШГН, а также возможно увеличение дебита скважин. Т.е. оптимизировать можно практически любую установку ШГН, однако возможность оптимизации определяется не работой установки, а потребностями и пожеланиями НГДП.
ПЕРЕЧЕНЬ СОКРАЩЕНИЙ, УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ, ТЕРМИНОВ
1) АСПО - асфальтено-смолистые парафинистые отложения,
2) др. - другие,
3) ед. - единица,
4) млн. - миллион,
5) МРП - межремонтный период,
6) НГДП - нефтегазодобывающее предприятие,
7) НКТ - насосно-компрессорные трубы,
8) ПЗП - призабойная зона пласта,
9) т.д. - так далее,
10) т.е. - то есть,
11) т.к. - так как,
12) тыс. - тысяча,
13) УЭЦН - установка электроцентробежного насоса,
14) ЦДНГ - цех добычи нефти и газа,
15) УШГН - установка штангового глубинного насоса.
ЛИТЕРАТУРА
1. Адонин А.Н. Добыча нефти штанговыми насосами. -М.: Недра, 1979.
-264 с.
2. Анализ показателей и технологический режим работы УШГН в НГДП “Тарасовскнефть”
3. Временный регламент по эксплуатации ШГН
4. Зейгман Ю.В., Гумеров О.А., Генералов И.В. Выбор оборудования и режима работы скважин с установками штанговых и электроцентробежных насосов. -Уфа: УГНТУ, 2000. -122 с.
5. Ишмурзин А.А. Повышение эффективности эксплуатации малодебитных скважин штанговыми насосными установками. -Уфа: УГНТУ, 1998. -104 с.
6. Круман Б.Б. Расчеты при эксплуатации скважин штанговыми насосами. -М.: Недра, 1980. -320 с.
6. Мищенко И.Т., Сахаров В.А., Грон В.Г., Богомольный Г.И. Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи. -М.: Недра, 1984. -271 с.
7. “Нефтяное хозяйство”, июль 2000.
9. Регламент по подбору и ремонту ШГН
10. Юрчук А.М., Истомин А.З. Расчеты в добычи нефти. -М.: Недра, 1979. -270 с.
Подобные документы
Геолого-промысловая характеристика объектов разработки Таймурзинского нефтяного месторождения. Изучение нефтяных пластов и флюидов. Физико-химические свойства нефти. Обзор конструкции скважин. Назначение и принцип действия штанговых глубинных насосов.
курсовая работа [236,1 K], добавлен 17.04.2016Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов и общие сведения о запасах. История освоения месторождения. Анализ показателей работы фонда скважин. Основные методы для увеличения нефтеотдачи и вовлечения в разработку остаточных запасов нефти.
курсовая работа [6,5 M], добавлен 22.01.2015Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов. Анализ показателей разработки объекта АВ11-2 Самотлорского месторождения. Показатели работы фонда скважин. Разработка программы применения методов увеличения добычи нефти на проектный период.
дипломная работа [2,7 M], добавлен 07.06.2014Геолого-промысловая характеристика Арланского нефтяного месторождения. Размещение и плотность сеток добывающих и нагнетательных скважин. Геолого-промысловые условия применения методов увеличения нефтеотдачи. Анализ выработки запасов нефти из пласта.
курсовая работа [1,8 M], добавлен 06.02.2014Геолого-промысловая характеристика Тарасовского нефтегазоконденсатного месторождения и состояние его разработки на современном этапе. Цели и задачи гидродинамических исследований газовых скважин на установившихся режимах. Двучленная формула притока.
курсовая работа [524,2 K], добавлен 17.01.2011Геолого-физическая характеристика Шелкановского месторождения. Состав и свойства пластовых флюидов. Текущее состояние разработки месторождения. Вскрытие пласта и освоение скважин, их исследования, эксплуатация, способы увеличения продуктивности и ремонт.
дипломная работа [3,1 M], добавлен 13.10.2011Анализ текущего и выдача рекомендаций по регулированию процесса разработки пласта нефтяного месторождения. Геолого-промысловая характеристика состояния месторождения, нефтегазоносность горизонтов. Расчет экономической эффективности разработки пласта.
дипломная работа [3,1 M], добавлен 29.09.2014Геолого-физическая характеристика нефтяного месторождения. Основные параметры пласта. Физико-химические свойства пластовых флюидов. Характеристика фондов скважин и текущих дебитов. Расчет технологических показателей разработки. Анализ выработки пластов.
курсовая работа [1,3 M], добавлен 27.07.2015Общие сведения о Барсуковском месторождении: геолого-эксплуатационная характеристика, тектоника, нефтегазоносность, свойства нефти, воды и газа. История проектирования месторождения. Состояние фонда скважин. Построение характеристик обводнения пласта.
дипломная работа [546,3 K], добавлен 21.09.2012История освоения месторождения. Оценка энергетического состояния пласта БС10. Основные проектные решения по разработке месторождения. Элементы конструкции скважины. Добыча нефти при помощи штанговых насосов. Схема установки электроцентробежного насоса.
отчет по практике [9,5 M], добавлен 09.03.2015
