5. Работа. Следствием ухудшения структуры запасов становится резкое снижение средних дебитов добывающих скважин

• Название: Следствием ухудшения структуры запасов становится резкое снижение средних дебитов добывающих скважин
• Дата: 20.04.2022
• Размер: 0.85 Mb.
• Имя файла: 5. Работа.doc
• Тип: Реферат; #487779
• страница: 4 из 12

2.2 Схема работы УСШН, назначение основных узлов

Отличительная особенность штанговой скважинной насосной установки (ШСНУ) состоит в том, что в скважине устанавливают плунжерный (поршневой) насос, который приводится в действие поверхностным приводом посредством колонны штанг (4, С. 81).

Оборудование ШСНУ включает: а) наземное и б) подземное.

а) к наземному оборудованию относиться: станок–качалка; пульт управления, устьевое оборудование.

б) подземное оборудование.

Основное подземное оборудование включает: подъемный лифт; колонна штанг; штанговый насос.

Вспомогательное подземное оборудование с учетом осложняющих факторов Лянторского месторождения эксплуатации включает: сепарирующее устройство; фильтр-заглушка на приеме насоса; дозатор ингибиторов парафиноотложений и коррозии; клапан - отсекатель; ловитель приемного клапана и автосцеп колонны штанг; скребки - центраторы (или просто центраторы) колонны штанг; активатор магнитный скважинный; демпфирующее устройство (амортизатор) колонны штанг; тяжелый низ колонны штанг; сливной клапан; клапан для перепуска газа из затрубного пространства в выкидную линию; отсекатель устьевой сальниковый (10, С. 50).

В качестве подъемного лифта используются НКТ с условным диаметром, равным 73 мм. Могут быть использованы как гладкие, так и трубы с высаженными наружу концами, изготовленные по ГОСТ 63, или импортные трубы, изготовленные по стандарту американского нефтяного института (АНИ).

Насосные штанги диаметром 19, 22, 25мм.

ШСН вставной и невставной.

Электродвигатель через клиноременную передачу и редуктор придает двум массивным кривошипам, расположенным с двух сторон редуктора, круговое движение. Кривошипно-шатунный механизм в целом превращает круговое движение в возвратно-поступательное движение балансира, который качается на опорной оси, укрепленной на стойке. Балансир сообщает возвратно-поступательные движение штангам и через них плунжеру ШСН.

2.3 Характеристика осложнений при эксплуатации УСШН

На Лянторском месторождении при эксплуатации УСШН могут проявляться следующие осложняющие факторы (10, С. 51):

1) Наклонно-направленный ствол и значительная искривленность скважины;

2) Низкие динамические уровни и продуктивность скважины;

3) Повышенное газосодержание продукции скважины на подгазовых зонах;

4) Наличие мехпримесей в откачиваемой продукции;

5) Повышенная вязкость перекачиваемой жидкости;

6) Асфальтосмолопарафиновые отложения (АСПО);

7) Отложения солей угольной кислоты;

8) Коррозия подземного оборудования;

9) Накопление столба воды между забоем скважины и приемом насоса.

Вопрос эксплуатация УСШН в наклонно-направленных скважинах рассматривается в пункте 2.9 (13, С. 37).

Повышенное газосодержание продукции скважины на подгазовых зонах – этот осложняющий работу фактор рассматривается в пункте 2.8.

Фактор наличия мехпримесей в откачиваемой продукции, влияющий на эксплуатацию УСШН, разобран в пункте 2.7.

Для эксплуатация скважин с повышенной вязкостью перекачиваемой жидкости (4).

Основным способом подъема таких нефтей на поверхность – штанговый скважиннонасосный. Это объясняется малодебитностью скважин и экономической неэффективностью других способов. В процессе эксплуатации возникают осложнения, вызванные силами гидродинамического трения при движении штанг в жидкости, а также движения жидкости в трубах и через нагнетательный и всасывающий клапаны. Вредное влияние гидродинамических сил трения сводится к увеличению максимальной нагрузки pmax, уменьшению минимальной нагрузки pmin и коэффициента полезного действия ШСНУ. При откачке нефтей с вязкостью более 500 мПа∙с может происходить «зависание» штанг в жидкости при ходе вниз (11, С. 60).

С целью уменьшения влияния вязкости применяют различные технические приемы и технологические схемы добычи. Увеличивают диаметр НКТ, насоса и проходные сечения в клапанах насоса, устанавливают тихоходный режим откачки (уменьшают число качаний до 3-4 мин -1 и длину хода до 0,6-0,9 м). Силы гидродинамического трения прямо пропорциональны скорости откачки sn.

При обводненности продукции nв = 0,4-0,8 водонефтяные эмульсии обладают высокой вязкостью, а гидродинамические силы трения достигают наибольшей величины. Если эмульсия неустойчива, то на забое накапливается вода, что вызывает рост забойного давления. С целью снижения забойного давления можно применить хвостовик или увеличить глубину спуска насоса, если этому не препятствует степень загруженности станка-качалки. При откачке эмульсии типа нефть в воде возрастают износ, утечки, снижается усталостная прочность штанг, повышается их обрывность.

Вопрос отложения асфальтенов, смол и парафинов рассмотрен в пункте 2.6.

При эксплуатации УСШН на Лянторском месторождении, происходит отложение карбонатных солей, кальцита СаСО3. Отложений солей могут происходить практически на всем пути движения воды – в пласте, скважине, трубопроводах и оборудовании установок подготовки нефти. В основном солеотложения наблюдаются при внутриконтурном заводнении пресными водами, что связывают с обогащением закачиваемых вод сульфатами при контакте с остаточными водами и растворении минералов. Причинами отложения солей считают: а) химическую несовместимость вод (например, щелочных с жесткими), поступающих в скважины из различных горизонтов или пропластков; б) перенасыщенность водно-солевых систем при изменении термодинамических условий (11, С. 71).

Отложения солей приводят к уменьшению добычи нефти, сокращению межремонтных периодов работы скважин, а в ряде случаев они столь велики, что вообще затрудняют эксплуатацию.

Основными компонентами солей могут быть либо гипс, либо карбонаты кальция и магния (CaCO3, MgCO3, CaSO4 и др.). В состав входят также диоксид кремния, оксидные соединения железа, органические вещества (парафин, асфальтены, смолы) и др. осадки могут быть плотными или рыхлыми, прочность сцепления с металлом возрастает с глубиной залегания пласта. Различный состав и структура отложений требуют индивидуального подхода к выбору метода с ними на каждом конкретном месторождении.

Все методы борьбы с отложениями солей можно подразделить на две группы: методы предотвращения выпадения солей и методы удаления отложений солей (3, С. 120).

В комплекс работ по подготовке заводнения входит проверка закачиваемых вод на химическую совместимость с другими водами, с которыми они смешиваются в поверхностных или пластовых условиях.

Наиболее приемлемый метод предотвращения выпадения солей в трубах – применение химических реагентов (ингибиторов солеотложений). Их периодически задавливают в пласт и закачивают в затрубное пространство добывающих скважин. Ингибиторы с «пороговым эффектом» покрывают микрокристаллические ядра образующегося осадка, замедляют их рост и удерживают в растворе во взвешенном состоянии. Наиболее эффективны полифосфаты, органические фосфаты, соли сульфокислот, акрилсульфонаты, гексаметафосфат и триполифосфат натрия, аммофос и др. отложение солей полностью предотвращается при дозировке 20 г/м3 ингибиторов на основе комплексонов (ПАФ-13, ДПФ-1, инкредол-1, фосфанол, СНПХ-5301).

Менее эффективно воздействие на растворы магнитными силовыми полями и ультразвуком, а также использование защитных покрытий (стекло, высокомолекулярные соединения). Для борьбы с отложением солей в нефтеводосборном трубопроводах рекомендуется установка у устья специальных гипсосборников.

Отложения солей удаляются с помощью химических реагентов и, в крайнем случае, разбуривают долотом.

При химическом методе удаления осадка гипса преобразовывают в водорастворимую соль сульфата натрия (калия) и в осадки карбоната или гидроксида кальция, которые затем растворяют солянокислотным раствором и промывают водой. В качестве преобразовывающих реагентов эффективно использование карбоната и бикарбоната натрия или калия, а также гидроксидов щелочных металлов. Реагент вводят в интервал отложений, периодически его прокачивают или даже осуществляют непрерывную циркуляцию. Затем проводят СКО и промывают водой.

Предложена также термохимическая обработка осадка солянокислотным раствором с добавкой хлористого натрия или аммония. Соль растворяют в кислоте при подогреве на поверхности с помощью ППУА и горячую смесь закачивают в скважину. Однако реагент вызывает активную коррозию, а процесс является дорогим и трудоемким.

Во время простоя и эксплуатации УСШН происходит процесс коррозии подземного оборудования.

Коррозионное разрушение - одна из распространенных причин отказов оборудования скважин. В основном распространена электрохимическая коррозия, представляющая собой самопроизвольный процесс разрушения металла при контакте с электролитической средой, которой является пластовая вода.

С увеличением содержания воды в продукции скважины происходит расслоение водонефтяной эмульсии и появление воды в качестве отдельной фазы. На металле образуется водная прослойка той или иной толщины, что обусловливает активизацию коррозионного процесса, интенсивность которого в значительной степени зависит от наличия в смеси таких агрессивных компонентов, как сероводород, углекислый газ и минеральные соли.

Электрохимическая коррозия оборудования обычно протекает не изолированно, а в сочетании с различными видами механического воздействия на него, что обусловливает возникновение и развитие процессов коррозионной усталости, вызывающих изломы оборудования (3, С. 121).

Совместное воздействие на оборудование повторно-переменных нагрузок и эксплуатационной среды вызывает его коррозионную циклическую усталость. Этому виду разрушения подвержены прежде всего колонны насосных штанг.

Наблюдения за характером обрывов насосных штанг и НКТ на различных нефтяных месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» показали, что 98 % всех обрывов происходит в результате коррозионно-усталостного разрушения.

В большинстве случаев излом происходит по телу и значительно реже - по резьбе. Наибольшее число обрывов происходит в месте перехода от головки к телу штанги на расстоянии 20 - 150 мм от головки.

С целью предупреждения коррозии подземного оборудования, а также отложения парафина в подъемных трубах и на теле штанг применяют ингибиторы коррозии и парафиноотложений.

Применяют дозаторы как наземные, так и глубинные в зависимости от условий и потребностей производства.

При наземном дозировании ингибиторов в затрубное пространство, рекомендуется использовать дозатор типа УДС (390-1006-85). Приводимый в действие станком-качалкой (2, С. 156).

Глубинное дозирование ингибиторов рекомендуется осуществлять с помощью дозаторов типа ДСИ-107 и ДГ-02/25 (ТУ 39-1141-86). При этом предпочтение отлается ДСИ-107.

Глубинные дозаторы рекомендуется использовать в случаях, когда штанги не оснащены скребками - центраторами и когда по условиям эксплуатации не требуется установка газового сепаратора на приеме насоса.

Факторы, определяющие коррозионный признак среды на Лянторском месторождении (6, С. 89):

а) Скорость коррозии > 0,1 мм/год;

б) Средняя годовая заменяемость труб и штанг > 20%;

в) Наличие более 50% минерализованных пластовых вод, при общей минерализации 200-500 мг экв/л с преобладанием ионов Na, Cl;

г) Присутствие агрессивных газов: сероводорода Н2S, углекислого газа СО2 или кислорода О2.

Процесс коррозии и солеотложения следует рассматривать как единый химический процесс, существенно осложняющий эксплуатацию нефтепромыслового оборудования. При проведении защитных мероприятий, например ингибирования, необходимо учитывать взаимосвязь этих процессов, иначе эффективность проводимых мероприятий может значительно понизиться (7, С. 104).

Накопление столба воды между забоем скважины и приемом насоса, возникает вследствие того, что плотность воды выше плотности нефти, а следовательно она опускается вниз. С этим осложнением борются по средством спуска башмачной трубы.