Из числа 2024 проектных скважин продуктивного комплекса БС102-3 пробурено 1718 или 84.9% по отношению к проекту. На объект БС11-12 пробурено 126 (30.8%) скважин из 409 проектных. На объект ЮС11-2 пробурено 140 (20.3%) из 689 проектных. Всего по введенным в разработку проектным объектам пробурено 1984 скважины (63.5%) из 3122.

Всего же по месторождению, вместе с прочими объектами, на 1.01.2012 г. пробурено 2010 скважин основного фонда из 3991 проектных, согласно Техсхеме, или 50.4%. Проектными решениями к этому времени предусматривалось пробурить 3788 скважин основного фонда или 95%.

3. Способы эксплуатации скважин

Эксплуатация нефтяных скважин производится тремя основными способами: фонтанным, газлифтным и насосным. В настоящее время разработаны и широко применяются соответствующие виды оборудования для эксплуатации скважин фонтанным способом, бескомпрессионным и компрессионным газлифтом, штанговыми скважинными насосами с механическим или гидравлическим приводом, бесштанговыми насосами, центробежными и винтовыми насосами. В СНГ более 70 % нефтяных месторождений эксплуатируется штанговыми насосами, менее 20 % - бесштанговыми т.е. гидропоршневыми насосами, причем в настоящее время только ЭЦН и около 10 % фонтанным и газлифтным способами.

3.1 Эксплуатация скважин фонтанным способом

По качеству добываемой нефти первое место занимает фонтанный способ, c помощью которого добывается большой процент нефти и практически весь газ газовых месторождений. В большинстве случаев фонтанный способ эксплуатации позволяет добывать из скважины наибольшее количество нефти при наименьших затратах. Поэтому одной из главных задач при эксплуатации скважин этим способом является обеспечение возможности длительного фонтанирования скважины, что связано с рациональным использованием энергии пласта путем обеспечения высокого к.п.д. В прошлом фонтанирование осуществлялось по эксплуатационной колонне ствола скважины. Теперь ставят фонтанные трубы.

Для контроля режима работы скважины стали применять манометр установленный на буфере. Для замера выкидной линии возникла необходимость перекрытия скважины запорным устройством, что приводило к ее остановке. Для непрерывности ее работы начали применять фонтанную арматуру(рис. 3.1).

Рис. 3.1 Фонтанная арматура

3.2 Газлифтный способ эксплуатации скважин

Принцип работы газлифтного скважинного подъемника аналогичен работе фонтанного. Однако для функционирования газлифта, в подъемник необходимо подавать извне сжатый газ-энергоноситель. Когда газ компрессируют, газлифт называют компрессорным. Существует и так называемый бескомпрессорный газлифт, когда используют газ из высоконапорных газовых пластов и поэтому отпадает необходимость в компрессорной станции. Бескомпрессорный газлифт редкий способ. Число скважин эксплуатируемых этим способом 1-2 % от скважин с компрессорным газлифтом.

месторождение пласт скважина разработка

В СНГ газлифтным способом эксплуатируется 5 % скважин, что объясняется двумя главными причинами: Большой стоимостью и трудностью сооружения компрессорных станций с коммуникациями и дополнительным оснащением и низким к.п.д. способа (при компрессорном газлифте), а следовательно большой его энергоемкостью. Для газлифтной эксплуатации применяются поршневые компрессоры с газовыми двигателями. В последнее время используют центробежные компрессоры с газотурбинным или электроприводом. Преимущества газлифтной эксплуатации следующие: межремонтный период работы внутрискважинного оборудования при газлифтной эксплуатации в несколько раз больше, чем при других (кроме фонтанного) способах, что позволяет резко уменьшить объемы самых тяжелых работ по текущему ремонту скважин. Газлифтный способ эксплуатации экономически выгоден на месторождениях с малодебитными скважинами с большим газовым фактором, высокой пластовой энергией и низкой обводненностью.

3.3 Эксплуатация ШСНУ

В настоящее время установками штанговых глубинных насосов в ЦДНГ-6 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. 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 и дальше развиваться.

Установка штангового глубинного насоса состоит из подземного и наземного оборудования. 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.

Основные типы используемых станков-качалок(СК):

Устьевая арматура производства Октябрьского завода нефтепромыслового оборудования (ОЗНПО).

Насосы применяются следующих типов:

невставные- НН2Б-44, НН2Б-57;

вставные - НВ1Б-29, НВ1Б-32, НВ1Б-38, НВ1Б-44.

1. 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.

2. 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 вскважине 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 установками ШГН 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.

Основное распространение в цеху получил вставной насос с неподвижным цилиндром и замком внизу.

Преимущества

1. удобен при эксплуатации глубоких скважин, т.к. при использовании такого насоса гидростатическое давление жидкости в НКТ воздействует на внешнюю сторону цилиндра.

2. рекомендуется устанавливать в скважинах с низким статическим уровнем, поскольку лифтовую колонну можно опускать в скважину, имея ниже замковой опоры только перфорированный патрубок или шламоотделитель, что позволяет разместить всасывающий клапан на расстоянии менее 61см от забоя.

3. имеет отличные характеристики при работе в скважинах с большим содержанием газа, когда он установлен вместе с хорошим газосепаратором или газовым якорем. Небольшое расстояние, которое жидкости необходимо пройти, чтобы попасть в насос, значительно уменьшает тенденцию пенообразования и падения производительности насоса.

Недостатки

1. не следует спускать в скважину с большим содержанием песка, т.к. он может осесть и спрессоваться в пространстве между лифтовой колонной и насосом, в результате чего насос может застрять в НКТ.

2. имеет недостатки при работе в скважинах с периодическим режимом эксплуатации.

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=2,5 МПа), для скважин с обводненностью до 50 - 430 метров ( из расчета обеспечения давления на приеме насоса Рпр=3,0 МПа).

Рекомендуемые значения по глубине спуска ШГН и конструкции колонны штанг отечественного производства приведены в таблице 6.

Таблица 6

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.

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 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.

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.

Рекомендуемое дополнительное оборудование комплектации 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.

применение хвостовиков.

- 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.

3.4 Основные проблемы при эксплуатации ШГН

1. Коррозия.

Коррозия, распространенная в большом количестве скважин, разрушает забойное оборудование. Применение ингибиторов неэффективно, поэтому для сдерживания коррозии необходимо уделить большое внимание материалам, из которых изготавливаются насосы.

2. Гидравлический удар.

Если насос не заполняется полностью жидкостью во время хода плунжера вверх, в верхней части камеры между всасывающим и нагнетательным клапаном образуется газовая шапка низкого давления. При следующем ходе плунжера вниз нагнетательный клапан остается закрытым до тех пор, пока не столкнется с жидкостью. Это явление называется гидравлическим ударом, который приводит к сильной ударной нагрузке на всю насосную установку.

Гидравлический удар может иметь место в следующих двух случаях:

а) “быстрая откачка” происходит в том случае, когда напор жидкости в ЭК выше насоса меньше минимального напора, необходимого для наполнения насоса и пласт не дает достаточного количества жидкости. Наличие определяется путем остановки насоса и его пуска через несколько минут. Если после запуска наполнение насоса хорошее, а через короткий промежуток времени происходит гидравлический удар, это свидетельствует о быстрой откачке.

б) ограниченный прием имеет место там, где требуется дополнительное давление для наполнения насоса, работающего с расчетной производительностью, что указывает на ограниченное всасывание. В данном случае напор жидкости в ЭК выше насоса выше обычного. Наличие определяется путем остановки насоса и его пуска через несколько минут. Если гидравлический удар имеет место сразу после перезапуска насоса, это указывает на ограниченный прием.

Повреждения оборудования, вызванные гидравлическим ударом:

а. Устьевое оборудование:

- усталостное разрушение каркаса станка-качалки

- усталостное разрушение подшипников и зубьев зубчатых колес

- усталостное разрушение основания СК

б. Скважинное оборудование:

- усталостное разрушение колонны штанг.( Гидравлический удар особенно пагубно влияет на нижнюю часть штанговой колонны)

- внутри насоса наибольшие повреждения претерпевают нагнетательный клапан и его клетка. Также может произойти разрыв штока клапана, цилиндра, и поломка всасывающего клапана.

- гидравлический удар ускоряет износ резьбовых соединений НКТ, в результате чего происходит утечка жидкости. Этот процесс часто приводит к обрыву лифтовой колонны.

Эффективный способ решения данной проблемы состоит в проектировании насосной системы и регулировке подачи насоса таким образом, что при рабочем КПД насоса, равном 80, он будет поднимать требуемое количество жидкости из пласта. Гидравлический удар, который имеет место в первые 20 хода плунжера вниз, менее опасен, чем удар, который происходит, когда плунжер находится в средней стадии хода вниз, т.к. в последнем случае скорость плунжера наибольшая. Когда производительность насоса значительно превосходит нефтеотдачу скважины, необходимо изменить частоту откачки насоса, длину хода плунжера или его диаметр, чтобы максимально приблизиться к образцу проектирования.

Гидравлический удар можно уменьшить, если настроить время откачки в соответствии с нефтеотдачей скважины с помощью процентного таймера, установленного в органы управления электродвигателем.

3. Газовый удар

Газовый удар подобен гидравлическому удару, но отличается тем, что:

явление откачки не существует

явление ограниченного приема имеет или не имеет место.

Газовый удар возникает в следующих случаях:

а) свободный газ проходит через газосепаратор установки и попадает на прием насоса. Такое явление обычно приводит к неритмичным газовым ударам на различных стадиях хода плунжера вниз.

б) газ после прохода через газосепаратор отделяется от жидкости во время наполнения насоса при ходе плунжера вверх. Это явление приводит к газовому удару при последующем ходе плунжера вниз.

г) если газ при попадании в насос находится под достаточно высоким давлением благодаря высокому уровню жидкости в затрубном пространстве, последующий газовый удар будет смягчен и менее вреден, чем гидравлический удар. Когда закрытый нагнетательный клапан движется вниз к жидкости в камере насоса, сжатый газ обеспечивает пневматическую подушку, которая смягчает столкновение. С уменьшением давления газа, попадающего в насос, увеличивается вредность газового удара.

Если газовый удар вызван свободным газом, попадающим в насос через сепаратор, в этом случае требуется установка лучшего сепаратора. Если же газовый удар вызван отделением газа от жидкости во время наполнения насоса, все ограничения, препятствующие наполнению насоса, должны быть открыты.

4. Газовая пробка

Образуется в том случае, когда камера насоса наполняется газом, а плунжер при ходе вниз не сжимает газ настолько, чтобы открылся нагнетательный клапан. Оба клапана остаются закрытыми в течение одного или нескольких полных циклов хода плунжера насоса.

Эффективный способ решения данной проблемы заключается в сокращении расстояния между нагнетательным и всасывающим клапаном в тот момент, когда плунжер находится в самом нижнем положении, увеличивая степень сжатия газа в насосе, в результате уменьшается вероятность образования газовой пробки.

5. Песок

Когда в скважину вместе с поступающей из пласта жидкостью попадает песок, это приводит к различного рода проблемам, для разрешения которых необходимо обратить внимание на конструкцию всего забойного оборудования.

6. Окалина

Окалина обычно образуется в тех скважинах, где имеют место явление турбулентности жидкости или перепады давления. Перфорационные отверстия могут забиться окалиной, в результате чего уменьшается продуктивность пласта и происходит быстрая откачка уровня забойной жидкости насосом. Забиться окалиной могут и проходы в газосепараторе, что приводит к состоянию “голодный насос”. Засориться окалиной могут все клапаны, проходы и детали внутри насоса, что выводит его из строя. Осаждение окалины на стенках цилиндра насоса может привести к заклиниванию плунжера.

Обычно эта проблема наилучшим образом разрешается с помощью химической обработки, которая предотвращает, сокращает образование осадка или растворяет его.

3.5 Меры по охране окружающей среды

Для предотвращения загрязнения почв при проектировании объектов обустройства нефтепромыслов НГДУ “Октябрьскнефть” предусматривается: полная герметизация систем сбора, сепарации и подготовки нефти и газа; автоматическое отключение скважин отсекателями при прорыве выкидной линии; установка стальных гидрофицированных задвижек на нефтегазосборных сетях; покрытие изоляцией усиленного типа магистральных нефтепроводов со 100%-ным просвечиванием стыков на однониточных переходах через искусственные и естественные преграды; использование бессточных систем канализации промышленно-ливневых и фекальных стоков; сброс загрязненных нефтью ливневых стоков с групповых замерных установок в специальные канализационные колодцы при капитальных ремонтах; полное использование пластовых и промысловых сточных вод для закачки в продуктивные пласты и поддержания пластового давления; внутреннее противокоррозионное покрытие трубопроводов, перекачивающих пластовую воду.

3.5 Эксплуатация скважин электроцентробежными насосами

По состоянию на декабрь 2012 г. в ЦДНГ-6 (Т) находятся в эксплуатации 170 скважин, оборудованных установками ЭЦН. Сравнивая аналогичные показатели за декабрь 2011 г., можно отметить факт прироста количества таких скважин. В частности, в 2011г. их было 160. Это объясняется дренированием продуктивных пластов и увеличением обводненности скважинной продукции. Учитывая, что общее количество скважин исчерпывается 331, то на долю ЭЦН приходится около 50 процентов, в то же время скважины, оборудованные ЭЦН, дают около 90 процентов добываемой цехом нефти. Установками ЭЦН в ЦДНГ-6 эксплуатируются скважины с дебитом от 18 до 200 м 3 /сут и обводненностью от 1 до 99 процентов. Применяются насосы либо отечественные (ЭЦН 5-25, ЭЦН5-50,ЭЦН 5-80, ЭЦН 5-125 и т.д.), либо американские типа TD или FS.

Установка электроцентробежного насоса включает в себя подземное и наземное оборудование. К подземному оборудованию относятся:

б) погружной электродвигатель (ПЭД), являющийся приводом насоса;

в) система гидрозащиты, осуществляющая защиту ПЭД от попадания в него пластовой жидкости и состоящая из протектора и компенсатора;

г) токоведущий кабель, служащий для подачи электроэнергии к ПЭД;

д) насосно-компрессорные трубы (НКТ), являющиеся каналом, по которому добываемая жидкость поступает от насоса на дневную поверхность.

К наземному оборудованию относятся:

а) устьевая арматура, служащая для направления и регулирования поступающей жидкости из скважины и герметизации устья и кабеля;

б) станция управления погружным электродвигателем, через которую осуществляется запуск, контроль и управление работой УЭЦН;

в) трансформатор, предназначен для регулирования величины напряжения, подаваемого к ПЭД;

г) эстакада, предназначенная для укладки токоведущего кабеля от устья скважины к станции управления УЭЦН.

В качестве устьевой арматуры часто используется арматура АФК 17-65-140 ( ГОСТ 13846-84 ).

НКТ диаметром 73 мм марки «Д» и «К» ( ГОСТ 633-80 )

В условиях высоких пластовых температур при спуске насосов на большие глубины рекомендуется применение двигателей повышенной температуростойкости ( ПЭД БВ5, ПЭД ДВ5 ).

Рисунок 6 - Установка погружного центробежного насоса:

1 - гидрозащита; 2 - ПЦН; 3 - кабельная линия; 4 - насосно-копрессорные трубы; 5 - обсадная колонна; 6 - оборудование устьевое; 7 - станция управления (или комплектное устройство); 8 - трансформатор; 9 - электродвигатель; 10 - компенсатор.

3.6 Особенности эксплуатации

Определяются рядом факторов, присущих в общем месторождениям Западной Сибири, конкретно Тевлинско-Русскинскому месторождению и участку разрабатываемому ЦДНГ-6.

К числу таких факторов следует отнести:

- наличие участков интенсивного искривления ствола скважины

- вынос механических примесей

- интенсивное отложение парафинов ,и как следствие

- высокая температура закачиваемой воды

- постоянная интенсификация добычи нефти

- интенсивное обводнение многих скважин

- низкая температура окружающей среды

- малая минерализация пластовых вод

- высокий газовый фактор.

Для Тевлинско-Русскинского месторождения характерно, что набор зенитного угла происходит при бурении под кондуктор. Это делается для того, чтобы в два долбления пробурить кондуктор и спустить обсадную колонну диаметром 245мм во избежание образования желобных выработок; с другой стороны создает серьезные осложнения при их эксплуатации и является причиной многих неисправностей работы ЭЦН: механических повреждений электрического кабеля и остаточных деформаций в рабочих узлах насосного агрегата при спуско-подъемных операциях, а также поломки механической части УЭЦН. Кроме того, определенная часть фонда скважин пострадала в результате таких причин, как полет ЭЦН, либо его прихват.

Наклонно- направленный профиль вынуждает определять глубину спуска насоса с учетом пространственных параметров ствола скважин, в частности определять допустимую кривизну ствола скважины в интервале подвески УЭЦН. При этом возможность размещения установки в скважине проверяется шаблоном.

Соответственно, существуют два варианта размещения УЭЦН:

-размещение УЭЦН без изгиба;

-размещение УЭЦН с изгибом.

Максимальное значение темпа набора кривизны скважины при котором установка размещается без изгиба определяется по формуле

275160(DD1 )/L2 (1)

где максимальное значение темпа набора кривизны - минут на 10 метров длины ствола скважины диаметром D, при котором установка длиной L и диаметром D1 размещается в рассчитанном интервале без изгиба.

Если в расчетном интервале подвески УЭЦН нет участка ствола обсадной колонны, кривизна которого отвечает условию (1), то допустимое значение темпа набора кривизны (минут на 10м) определяют по формуле:

275160DD1 KL2 (2)

где К - допустимая стрела прогиба вала насоса, м

К mlвн (3)

где lвн - длина вала насоса, м

m - допустимый коэффициент деформации вала насоса;

L2 D - D1

m - (4)

275160 lвн lвн

Используя формулу (4), рассчитывается среднее значение допустимого коэффициента деформации вала насоса для каждого типа УЭЦН, эксплуатируемых на данном нефтяном месторождении.