Эксплутация шсну. Вергунов Максим. Курсовой проект по мдк 01. 02 Эксплуатация нефтяных и газовых месторождений
 Скачать 201.19 Kb.
|
|
3.2. Осложнения, возникающие при эксплуатации скважин оборудованных ШСНУ Проведенный анализ причины низкой эффективности эксплуатации ШСНУ в процессах откачки жидкости с твердыми фракциями, песком и бурового раствора на скважинах Тарасовского месторождения, показывает актуальность применения дополнительного оборудования. К проблемам эксплуатации скважин штанговыми установками, в продукции которых находятся твердые осадки, песок и буровой раствор относят: -забивание приемной и нагнетательной ступеней штанговой установки фильтратом бурового раствора в процессе освоения после бурения; -возникновение повышенных сил трения между плунжером и цилиндром при попадании в зазор песка, вследствие чего - частичное снижение интервала движения плунжера, износ контактирующих поверхностей оборудования и повышенные утечки жидкости; -оседание всего объема твердых осадков и песка на плунжер насоса во время остановок скважин, что приводит к частичному или полному клину плунжера в цилиндре насоса и прихвату штанг в трубах; -необходимость использования штанговых протекторов и штанговращателей, которые не гарантируют полную ликвидацию вышеперечисленных проблем; -повышенное изгибающее напряжение на резьбовые соединения штанговых муфт, вызванное кривизной ствола скважины, что значительно снижает прочность соединительных муфт и приводит к обрыву колонны насосных штанг. В таблице 3.1 представлено количество подземных ремонтов скважин по причине отказов ШСНУ. Основные причины выхода из строя ШСНУ 1) Обрыв штанг - разрушение колонны штанг происходит, либо при разрыве тела штанги, либо при разрушении резьбовых соединений. На возникновение обрывов штанг влияют отложения АСПО на стенках НКТ, неправильная подгонка подвески. Таблица 3.1 ПРС по причине отказов ШСНУ
Утечки в НКТ – пропуски по телу труб, по резьбовым соединениям. Возникают при коррозионном разрушении стенок НКТ, некачественном заворачивании труб при ремонте скважин. Засорение и заклинивание плунжера – отложение в цилиндре насоса АСПО, песко, мех. примесей и других твердых предметов. Возникает вследствие выпадения из продукции скважин АСПО, высокого проявления песка в скважине и т.д. Износ плунжера – увеличение зазора между цилиндром и плунжером. Возникает в следствии длительного цикла эксплуатации штангового насоса. Проведенный анализ показывает, что основная доля отказов приходится на насосы и штанги, очевидно, что для заметного повышения наработки на отказ ШСНУ в целом, именно этим звеньям должно быть уделено особое внимание. Причина преждевременного выхода штанг из строя - износ муфт. В искривленных скважинах штанговые муфты истираются о насосные трубы, бывают случаи истирания насосных труб. В таких случаях следует применять закаленные шлифованные штанговые муфты, имеющие меньший коэффициент трения, или устанавливать скребки-завихрители, закаленные ТВЧ. Скребки соприкасаются с насосной трубой большей поверхностью, уменьшается удельное давление на трубу и скребок изнашивается медленнее, чем штанговая муфта. В местах резкого искривления скважин на насосных штангах ставят роликовые фонари. 3.3Дополнительного оборудования для скважин оборудованных ШСНУ В последние годы в осложненных условиях эксплуатации скважин, вследствие увеличения количества ремонтов широкое развитие получили работы по применению дополнительного оборудования для скважин оборудованных ШСНУ. В зависимости от видов осложнений существуют различные типы дополнительного оборудования. Глубинный дозатор предназначен для равномерной подачи химических реагентов (ингибиторов, коррозии, парафиноотложения, солеотложения, деэмульгаторов) на прием глубинного насоса в течение длительного времени. Химический реагент располагается в колонне НКТ ниже дозатора. Скребок-центратор предназначен для очистки от парафина обсадных труб и самих насосных штанг. Труба очищается дважды за один проход штанги и не требует промывки скважины горячей нефтью или химико-термической обработки. Штанговращатель предназначен для периодического поворота штанг в штангонасосной арматуре во время их возвратно-поступательного движения, обеспечивающего очистку НКТ (насосно-компрессорной трубы) от парафина скребками, расположенными на штангах. Действие штанговращателя осуществляется за счет возвратно-поступательного движения канатной подвески при соединении рычага штанговращателя канатом (диаметром 6-8мм) с рамой станка-качалки. Для контроля работы подземного оборудования, ШСНУ оборудуются средствами наземного контроля оборудования (динамографы, датчики давления и т.д.). В современных условиях дальнейшая эксплуатация ШСНУ без применения дополнительного оборудования не представляется возможным. Осложнений, возникающие на фонде скважин заставляют применять всё новые виды дополнительного оборудования, с целью бесперебойной эксплуатации ШСНУ. Работа установок скважинных штанговых насосов на Тарасовском месторождении осложняется рядом факторов зависящих как от горно-геологических условий месторождений, так и условий, возникающих в процессе разработки месторождений. 1) Одним из таких факторов является проблема асфальтомолотопарафиновые отложения. Наиболее часто АСПО образуются в скважинах, имеющих дебиты менее 20 м3/сут. Причем, среди осложненных преобладают скважины, имеющие дебит по жидкости до 5 м3/сут. К мерам по предотвращению образования АСПО в скважинном оборудовании относятся: подбор и установление режима откачки, обеспечивающего оптимальную степень дисперсности водонефтяного потока; применение скважинных насосов с увеличенным проходным сечением клапанов; снижение динамического уровня в скважине (при этом уменьшается отвод тепла от НКТ, поскольку теплопроводность газа в затрубном пространстве намного ниже, чем жидкости); увеличение глубины погружения насоса (увеличивает температуру на приеме насоса); применение дозируемой подачи на прием скважинного насоса химических реагентов, подбираемых с учетом состава АСПО, свойств продукции и режимов эксплуатации скважины. 2) В скважинах с высоковязкой продукцией при работе насосной установки на штанги действует дополнительно гидродинамическая нагрузка, величину которой необходимо учитывать при определении величин максимальной и минимальной нагрузок в точке подвеса штанг путем прибавления к величине максимальной нагрузки при расчетах. 4.Оценка влияния геолого-физических параметров пласта и технологических параметров работы ШСН на эффективность работы ШСНУ К нормальным условиям относятся практически вертикальные скважины с небольшим газовым фактором и без заметного вредного воздействия газа на работу погружных насосов любых типов, без пескопроявлений, дающие нефть средней вязкости, без активной коррозии подземного оборудования, без существенных отложений неорганических солей и парафина. При наличии же одного или нескольких из перечисленных факторов, усложняющих эксплуатацию, скважина переходит в другую, соответствующую усложненному фактору категорию: в наклонно направленные (горизонтальные), пескопроявляющие, с газопроявлениями, склонные к солеотложениям и т.д. Применительно к горно-геологическим и технологическим условиям объектов разработки проведен анализ причин технологического и технического порядка, оказавших влияние на показатели эксплуатации скважин. Почти во всех скважинах фактическая производительность глубинно-насосных установок ниже расчетной, что обусловлено: упругим удлинением и сокращением штанг и труб; недостаточным заполнением жидкостью цилиндра насоса; утечкой жидкости через клапаны насоса и неплотности в НКТ. В условиях эксплуатации скважин с различными осложнениями, например механическими примесями, увеличивается износ плунжерной пары, что ведет к росту утечек. Обводнение вызывает повышение вязкости эмульсии, что сказывается на коэффициенте наполнения и подаче насоса. Для оценки значений снижения производительности скважин, вызванного утечками, скважины были разбиты на две группы: работающие с полным заполнением цилиндра (коэффициент подачи более 0,6; работающие с неполным заполнением цилиндра (коэффициент подачи менее 0,6). В процессе разработки нефтяного месторождения изменяются пластовое давление, дебит скважин, обводненность продукции, коррозионные условия среды, свойства смеси и т.д. В широких пределах изменяются также параметры, характеризующие работу оборудования: нагрузки на головку балансира, штанги, трубы, а также число ходов и длина хода головки балансира станка-качалки, конструкция колонны штанг и труб, глубина их подвески. Эти факторы (каждый в отдельности и все вместе) влияют на показатели работы ШСНУ, определяя оптимальный режим ее работы. При эксплуатации установки штангового глубинного насоса наиболее слабым звеном, является колонна штанг, условия работы которой характеризуются разнообразием факторов как технического, так и технологического порядка. Исследования показали, что обрывы насосных штанг происходят в основном из-за усталости металла. Процесс усталостного разрушения заключается в возникновении и распространении по металлу усталостных трещин в местах концентрации напряжений. Наличие последних связано с дефектами физико-химического и механического происхождения. Насосные штанги на промыслах Тарасовского месторождения эксплуатируются в скважинах с обводненной нефтью. Присутствие сероводорода и высокая минерализация пластовых вод характеризуют среду как коррозионно-агрессивную. Дефекты механического происхождения связаны с некачественным изготовлением штанг в заводских условиях, их транспортировкой и складированием. В местах таких дефектов напряжения могут достигать значений, при которых деформация будет иметь остаточный характер, а цикличность напряжений будет приводить к возникновению усталостной трещины. С развитием трещины сечение штанги уменьшается, а напряжения в нем растут, пока не достигнут предела усталости металла. После этого разрушение происходит без увеличения нагрузки одновременно по всему сечению. Процесс ускоряется за счет напряженного режима работы ШСНУ: нагрузок, ударов, изгибов, трения. По данным промысловых работ количество обрывов штанг растет пропорционально увеличению числа качаний балансира. Очевидно, что работоспособность колонны штанг является определяющим фактором работы всей глубинно-насосной установки. Известно, что общую нагрузку в точке подвеса штанг (ТПШ) образуют статические (вес штанг, вес столба жидкости, силы трения) и динамические (ускорение движения, удары, вибрация и т.д.) нагрузки. Для осложненных условий эксплуатации дополнительно подбирают газовые и песочные якоря или другие специальные приспособления (штанговращатели, дозирующие устройства и т.д.). Необходимое давление на приеме насоса зависит в первую очередь от содержания свободного газа в потоке откачиваемой газожидкостной смеси. Если свободного газа в откачиваемой смеси мало, что наблюдается, например, при высокой (свыше 80 %) обводненности жидкости или низком газовом факторе, то необходимое давление на приеме насоса обусловлено гидравлическими потерями во всасывающем клапане. При значительном содержании свободного газа в откачиваемой смеси оказывается весьма сложно заранее обосновать оптимальное давление на приеме насоса. На основании опыта эксплуатации ШСНУ в различных условиях оптимальное давление на приеме насоса составляет 2,0 - 2,5 МПа. При выборе типа и размера насоса учитывают состав откачиваемой жидкости (наличие песка, газа и воды) и ее свойства, дебит скважины и высоту подъема жидкости. Если по условиям эксплуатации возможно применение как вставных, так и невставных насосов, то первые предпочтительно использовать при больших глубинах спуска и необходимости часто извлекать насосы из скважины. Однако вставные насосы спускают на колонне труб большего диаметра, чем невставные, что требует больших капитальных затрат и амортизационных отчислений. Наиболее значащими и усложняющими эксплуатацию ШСНУ факторами являются: большая кривизна ствола скважины, высокая вязкость откачиваемой жидкости (нефтегазоводяной смеси), наличие песка, образование отложений неорганических солей и парафина, вредное влияние попутного газа на работу штангового глубинного насоса. К высоко вязким нефтям согласно относятся нефти, вязкость которых в пластовых условиях превышает 30 мПа-с. Отмечается, что за пределами этой вязкости происходят осложнения при добыче нефти. В настоящее время проблему подъема высоковязкой жидкости с помощью ШСНУ решают несколькими путями. Один из них - снижение вязкости жидкости в пласте, эксплуатационной колонне или в насосно-компрессорных трубах. Применяемые способы различны по техническому оформлению и могут быть разделены на две группы: подача в скважину химических реагентов - деэмульгаторов и растворителей и нагрев жидкости перед входом в насос. Получили распространение способы, состоящие в механическом воздействии на структуру жидкости или нефти с целью ее разрушения. Скважинные нагреватели применяли давно. Промышленность освоила специальный комплекс оборудования для прогрева скважин 1УС-1500. 5.Проверочный расчёт и установление режима работы скважин ШСНУ Определить по данным исследования таблицы 5.1 режим работы скважины, оборудованной ШСНУ и подобрать оборудование, а также определить мощность и подобрать электродвигатель при следующих исходных данных по скважине. Таблица 5.1 Параметры работы скважины
Решение. Выполним расчет для скв.233. 1. Определяем плотность смеси:
где пн - доля нефти в продукции скважины,
2. Переводим дебит из т/сут в м3/сут
3. По диаграмме Адонина выбираем тип станка-качалки и диаметр насоса в зависимости от планируемого дебита и глубины спуска насоса. Для наших условий нас устраивает 5СК-4-2Д-1600 с диаметром насоса 32 мм, где 5 - модификация СК; 4 - наибольшая допускаемая нагрузка на головку балансира в тоннах или 40 кН; 2,1 - максимальная длина хода сальникового штока в м; 1600 - наибольший допускаемый крутящий момент на ведомом валу редуктора в кгс*м или 16кН*м. 4. Проводим выбор насоса по таблице в зависимости от глубины спуска насоса и планируемого дебита. Для наших условий подходит насос НСН2 с предельной глубиной спуска 1200 м. Выписываем техническую характеристику насоса: - вязкость жидкости до 25 мПа*с; - объемное содержание механических примесей не более 0,05 %; - условный размер насоса 32 мм; - идеальная подача при п = 10 мин-1 35 м3/сут; - максимальная длина хода плунжера 3 м; - максимальная высота подъема жидкости 1200 м - условный диаметр НКТ - 48 мм. 5. Проводим выбор штанг по таблице в зависимости от диаметра насоса и глубины спуска. Для наших условий рекомендуется одноступенчатая колонна штанг диаметром 19 мм с предельной глубиной спуска 1170м изготовленных из углеродистой стали нормализованной при [Qпр] = 70МПа. Вес 1 метра штанг диаметра 19 мм по таблице соответственно: q19 = 23,0535 Н 6. С целью создания статического режима откачки и уменьшения нагрузки на головку балансира принимаем длину хода сальникового штока равную максимальной для данного СК S = 2,1 м. 7. Определяем необходимое число качаний:
где а - коэффициент подачи насоса, находится в пределах 0,7-0,8, принимаем а = 0,75; Fпл - площадь сечения плунжера,
8. Определяем максимальную нагрузку на головку балансира: Вес столба жидкости в НКТ:
Вес колонны насосных штанг
Коэффициент потери веса штанг в жидкости:
Коэффициент динамичности:
Максимальная нагрузка на головку балансира:
Сравниваем полученное значение с допустимым для данного СК, так как 40 > 36,2, то данный СК нас устраивает. 9. Определяем максимальный крутящий момент:
где рмин - минимальная нагрузка на головку балансира, определяем ее по формуле Милса:
Сравниваем полученное значение с допустимым значением для данного СК, так как 16 > 8,64, то данный СК нас устраивает. Определяем необходимую мощность электродвигателя СК:
где Ку - коэффициент уравновешенности, для балансирных СК, Ку=1,2; ηн - КПД насоса, равный 0,8; ηск - КПД СК, равный 0,9. По таблице выбираем стандартный электродвигатель АОП-52-4 мощностью 7 кВт, число оборотов в минуту 1440, к.п.д. 86 %. 11.Рассчитываем напряжения в штангах. Обоснование конструкции штанговой колонны - наиболее ответственный этап проектирования установки, так как штанговая колонна - это тот элемент системы, который, в первую очередь, определяет длительность и безотказность работы установки в целом. При нормальной работе насосной установки наибольшие напряжения действуют в точке подвеса штанг. Поэтому расчет ведем для штанг диаметром 19 мм. 11.1 Определяем максимальное напряжение цикла:
где fшт - площадь поперечного сечения штанг в точке подвеса.
Так как наибольшие нагрузки приходятся в верхней части колонны, берем диаметр верхней секции штанг 11.2 Определяем минимальное напряжение цикла:
11.3 Определяем амплитудное напряжение цикла:
11.4 Определяем приведенное напряжение цикла:
Так как допускаемое приведенное напряжение для принятой колонны штанг [σмак] = 70 МПа, а расчетное σр = 60,3 МПа, то данная колонна штанг выбрана правильно. Произведем расчет для скв. 233 установления режима работы его работы. Для оценки эффективности использования скважины определим коэффициент продуктивности
Минимальное забойное давление, определяемое условием сохранения целостности коллектора, составляет 9-9,5 МПа, поэтому существует реальная возможность снижения забойного давления до 12,5 МПа. 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 35 м3 и задаваясь коэффициентом подачи 0,7, получим необходимую теоретическую подачу
Глубину спуска насоса L оставляем – 823 м., т.к. она обеспечивает необходимое давление на приеме насоса, равное 2 МПа, при этом величину НД определяем по новому забойному давлению
Результаты расчета остальных скважин представлены в таблицах 5.2. Таблица 5.2 Результаты установления режима скважин
Заключение На Тарасовском месторождении установками штанговых глубинных насосов эксплуатируются 62 % скважин. При работе штанговых насосных установок на скважинах Тарасовского месторождения, часто встречаются особые условия, осложняющие работу этих установок. Проектируя в работе смену станка-качалки и другого оборудования, изменяя режим работы установки, мы получаем улучшения показателей работы ШСНУ. Мероприятия по борьбе с осложнениями на фонде скважин Тарасовского месторождения - отложениями солей, АСПО и образование эмульсий - с каждым годом становятся все более дорогостоящими ввиду роста цен на химические реагенты. Поздняя стадия разработки, на которой находится в настоящее время большинство нефтяных и газовых месторождений, в силу ряда известных причин способствует росту доли осложнений, связанных с образованием эмульсий, АСПО и отложениями неорганических солей, имеющих место по всей технологической цепочке добычи, транспорта и подготовки нефти и газа. Применение дополнительного оборудования позволяет значительно снизить расход химических реагентов, а в некоторых случаях – и полностью отказаться от химической обработки. Список используемой литературы Бойко В.С., Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений, М., Недра, 1990. Мищенко И.Т., Расчеты в добыче нефти, М., Недра, 1989. Щуров В.И. Технология и техника добычи нефти. М., Недра, 1983.-510 с; Юрчук А.М., Истомин А.З., Расчеты в добыче нефти, М., Недра, 1989; Агабеков В.Е., Косяков В.К., Ложкин В.М. Нефть и газ. Добыча, комплексная переработка и использование. - М: БГТУ, 2017. Арбузов В.Н. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. – Томск: ТПУ, 2018. Вяхирев Р.И. Коротаев Ю.П. Кабанов Н.И. Теория и опыт добычи газа. - М.: Недра, 2017. Крец В.Г., Шадрина А.В. Основы нефтегазового дела. - Томск: ТПУ, 2018. Сулейманов Р. С. Сбор, подготовка и хранение нефти и газа. Технологии и оборудование: учебное пособие. – М.: Нефтегазовое дело, 2017. |
