ОДН. Курсовой проект по дисциплине Осложнения в нефтедобыче

• Название: Курсовой проект по дисциплине Осложнения в нефтедобыче
• Дата: 19.05.2023
• Размер: 4.49 Mb.
• Имя файла: odn (2).docx
• Тип: Курсовой проект; #1144631
• страница: 1 из 6

_{МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РЕСПУБЛИКИ ТАТАРСТАН}

Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования

«Альметьевский государственный нефтяной институт»

Кафедра «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

Дневное отделение Группа 19-12 .

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

по дисциплине «Осложнения в нефтедобыче»
на тему: «Анализ причин обрывов штанговых колонн при эксплуатации скважин, оборудованных ШСНУ, в условиях Восточно-Сулеевской площади Ромашкинского месторождения»

Студент Гилязетдинов Р.Ф _____________

^{фамилия, инициалы подпись}
Руководитель проекта

к.т.н., доцент кафедры РиЭНГМ

Хаярова Д.Р. ______________

^{должность, фамилия, инициалы подпись}

Оценка за:

текущую работу над курсовым проектом ………………………..………..………..

защиту курсового проекта ……………………………………..……….………….

Итоговая оценка ……………………………….……………………….……………..

Дата защиты курсового проекта …………………….………………………………


А льметьевск, 2022

С одержание


АННОТАЦИЯ

Пояснительная записка содержит 94 страниц машинописного текста, 41 рисунок, 4 таблицы, список использованных источников - 40 наименований.

Объектом исследования является Восточно-Сулеевская площадь Ромашкинского месторождения.

Цель работы – анализ причин подземных ремонтов скважин оборудованных ШГН, в условиях Восточно-Сулеевской площади Ромашкинского месторождения НГДУ “Джалильнефть”, которые включают в себя:

- анализ статистической информации по фонду скважин, оборудованных ШГН;

- анализ причин подземных ремонтов скважин Восточно-Сулеевской площади Ромашкинского месторождения, оборудованных установками ШГН;

- анализ динамики нагрузок, действующих на штанговую колонну, по осложненным скважинам Восточно-Сулеевской площади Ромашкинского месторождения, оборудованных установками ОРЭ;

- подбор скважин-кандидатов с установками ШГН на базе анализа эффективности методов, применяемых для предотвращения обрыва штанговой колонны в условиях Восточно-Сулеевской площади Ромашкинского месторождения;

- подбор штанговой колонны оборудования для скважин кандидатов;

- Расчет напряжений цикла работы штанговой колонны

Область применения: внедрение технологии возможно на объектах месторождений со схожим геологическим строением.

ВВЕДЕНИЕ

На 2017 год более 65% действующих скважин содружества независимых государств (СНГ) эксплуатируются с помощью штанговых скважинных установок (ШСНУ). Широкое применение данных насосов обусловлено тем, что большая часть разрабатываемых месторождений на сегодняшний день находятся на последней стадии эксплуатации.

В большей степени, ШСНУ оборудованы на малодебитном фонде скважин, которые эксплуатируются с высокой обводненностью. Простота конструкции так же является одним из главных преимуществ данного типа насосов. Главной проблемой при эксплуатации ШСНУ является обрыв штанговой колонны. Причиной этому служат усталостные процессы протекающие в штанговой колонне (ШК), приводящие к растрескиванию или полному обрыву штанг.

Восточно-Сулеевская площадь Ромашкинского находится на последней стадии эксплуатации. Так как нефть на Восточно-Сулеевской площади высоковязкая, парафинистая, сернистая на штанговую колонну действуют большие нагрузки, и вследствие этого происходит обрыв штанг.

Цель курсового проекта состоит в статистическом анализе скважин вышедших в ремонт по причине обрыва штанг и анализе эффективности мероприятий по предотвращению обрывов штанговой колонны на Восточно-Сулеевской площади Ромашкинского месторождении НГДУ “Нурлатнефть”.

1 РЕТРОСПЕКТИВНЫЙ ОБЗОР ПРОБЛЕМЫ ОБРЫВНОСТИ ШТАНГОВОЙ КОЛОННЫ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН

В зависимости от того, в какой среде будет эксплуатироваться насос, штанговую колонну изготавливают из различных материалов, сталей, сплавов. Это выполняется для того, что бы увеличить срок службы штанг, межремонтный период скважин и коэффициент эксплуатации. Чаще всего обрыв штанг не носит аварийный характер, но количество ремонтов связанных с ликвидацией обрыва штанговой колонны дает о себе знать.

На сегодняшний день вопрос о повышении надежности и качества штанговой колонны ШСНУ является одним из главных. Для решения этой проблемы предложены многие технологии, одной из которых является изготовление штанг из полимерных материалов, таких как стеклопластик [1]. Преимуществом данного вида штанг является возможность дозирования химического реагента при ликвидации различных осложнений и установка оптоволоконного кабеля.

Абуталипов У.М и Имашев Р.Н при анализе применения ШСНУ отмечают следующее, что штанговая колонна является наиболее частой причиной проведения ремонтных операций. Авторы обосновывают это с тем, что на штанги действуют нагрузки сжатия и растяжения которые не носят закономерный характер. Так же авторы отмечают, что не меньшую роль играет искривление ствола скважины и коррозийная активность среды. Совокупность всех этих факторов негативно влияет на скважину в целом, так как при выходе штанг из строя скважина окажется в простое, что негативно повлияет на ее ПЗС[2].

В статье [3] Абдулин Ф.С обнаружил, что долговечность колонны штанг зависит от следующих факторов:

- глубина спуска насоса;

- длина хода;

- число качаний.
Перечисленные параметры должны подбираться таким образом, что бы нагрузки действующие на штанговую колонну соответствовали условиям прочности штанг.

В статье [4] отмечено, что средняя наработка на отказ для российских ШСНУ составляет порядка 350 - 450 суток, в то время как за рубежом этот же показатель увеличивается в 2 раза и составляет 750 суток. Иванов А.В утверждает, что сталь низкая наработка на отказ связана с обрывом штанг, которые возникают из-за высоковязких эмульсий. При ходе плунжера вниз происходит трение между поверхностью штанги и высоковязкой жидкостью, возникают гидродинамические сопротивления в муфтах, вследствие этого появляется опасность зависания колонны штанг при движении вниз и удара, при обратном ходе вверх, т.е. возникают ударные нагрузки, приводящие к обрыву штанг.

В ОАО «Сургутнефтегаз» в период эксплуатации скважин с 2011 по 2014 год, выделено, что обрывы штанг в скважинах добывающего фонда составляют 20% из суммарного числа подземных ремонтов. Все ремонты проведенные по причине обрыва штанговой колонны принадлежат скважинам высокообводненного фонда. Анализ скважин вышедших в ремонт по причине обрыва штанг показал, что данные скважины эксплуатировались в периодическом режиме, а основной областью обрыва является приустьевая зона скважин [5].

В статье [6]Молчанов А.Г выделяет то, что обрыв штанг как в верхней так и в нижней области колонны напрямую связан с диаметром насоса. В частности при эксплуатации скважин с насосами малого диаметра происходит обрыв в верхней части колонны, так как в этой части колонны наиболее велики растягивающие нагрузки. При работе насоса большого диаметра, обрыв штанг характерен для нижней части штанговой колонны, так как в нижней части нагрузки связанные с продольным изгибом наиболее максимальны.
Анализ обрывов штанг в искривленных скважин показывает то, что в 90% случаев обрыв связан с долговременным трением штанговой колонны о поверхность насосно-компрессорных труб (НКТ)[7]. Так же автор выделяет то, что коррозийная активность среды может увеличивать процесс истирания штанговой колонны. Решить данную проблему можно путем применения муфт с закаленными поверхностями или шарнирных муфт, которые имеют повышенную износостойкость.

Ишмурзин А.А при анализе подземных ремонтов скважин СНГДУ №2 «Самотлорнефтегаз» обнаружил следующее, что главной причиной выхода из строя штанговых глубинных насосов является обрыв штанговой колонны. Уменьшить долю ремонтов обрывности штанговой колонны удалось с помощью снижения кривизны ствола скважин. В наклонно-направленных скважинах в 80 % случаев, обрыв штанговой колонны приходился на участок набора кривизны ствола скважины. Однако причиной обрыва являлось не механическое воздействие на штанговою колонну а неверное сопоставление допустимых максимальных и минимальных нагрузок [8].

Кочеков М.А при анализе обрывности штанговых колонн в скважинах, ОАО «Сургутнефтегаз» отмечает то, что большая часть ремонтов по причине обрывности штанговых колонн возникают при эксплуатации с насосами НВ-38 и НВ-44 [9]. Для уменьшения доли ремонтов в скважинах эксплуатирующими насосами НВ-38 и НВ-44 в ОАО «Сургутнефтегаз» было принято решение о применении:

- центраторов;

- укороченных штанг или конусных штанг.

При анализе обрывов штанговых колонн в условиях Западной Сибири было выявлено, что частой зоной обрывов является область муфтового соединения штанг. Автор выделает совокупность факторов негативно влияющих на штанговую колонну, к ним входят: массовое содержание воды в нефти, содержание солей в пластовой воде и присутствие механических примесей. Перечисленные параметры в условиях Западной Сибири деформируют внутреннюю поверхность муфтовых соединений, после чего возникают обрывы штанг [10].

В работе [11] обнаружено следующее, что в скважинах Ишимбайского месторождения штанговые колонны быстро выходят в ремонт из-за высокой коррозионной активности извлекаемой пластовой жидкости. Одним из главных компонентов пластовой жидкости является сероводород.При высоком содержании сероводорода происходит быстрое наводораживание металла. В следствие этогоштанговая колонна теряет свою прочность, увеличивая вероятность выхода скважины в ремонт.

В процессе работы штангового глубинного насоса больше всего нагрузок на штанговую колонну приходится в середине хода колонны и в период пуска. Именно в данных условиях наиболее вероятного образование обрыва штанговой колонны. Так же негативную роль возникновение эмульсии, которая будет содержать в себе парафины, смолы и асфальтены. Для снижения вероятности обрыва штанговой колонны в России используют пневмокомпенсаторы. Пневмокомпенсаторыпредназначены для выравнивания скорости и давления жидкости за счет снижения действия пускового момента и пульсаций давления на НКТ [12].

На сегодняшний день насосные штанги производят из стали или стеклопластика. Антоненко А.А, Шайдаков В.В и Людвиницкая А.Р [13] полагают, что наиболее перспективной конструкцией обладают металлополимерные штанговые колонны (МШК). Данные штанги состоят из:

- волокон,

- лент,

- нитей,

- проволок и канатовсармированной оболочкой.

Преимущество металлополимерных штанговых колонн над металлическими является легкость в монтаже и ремонте.Так же данные штанги могут быть использованы при ОРЭ.

В трудах Гиматутдинова Ш.К [14],описывается штанговая колонна, включающее в себя штанги, которые связаны между собой посредством муфт, обладающие утяжеленным низом. Данное конструктивное решение было принято для того, что бы снизить негативное влияние сил, действующие на колонну штанг снизу. Автором предполагается снижение обрывов и отвинчиваний штанговой колонны в ее нижней части.

Никищенко С.Л в статье [15] утверждает, что техническое состояние штанговой колонны в большей степени зависит от:

- правил эксплуатации,

- правилтранспортировки,

- правилхранения.

Так же автор выделяет то, что долговечность штанговой колонны зависит от марки стали примененных для ее изготовления.

ТатНИПИнефть с 2006 решает вопросы о повышении долговечности и надежности применяемого нефтепромыслового оборудования [16]. Решение данной задачи требует оценки технического состояния насосных штанг и состоит из двух этапов:

–– анализ информации о количестве проведенных ремонтных операций по причине обрыва штанговой колонны, о величине действующих минимальных и максимальных нагрузок;

–– оценка текущего технического состояния штанговой колонны для проведения мероприятий по предотвращению обрыва штанговой колонны.

Практика применения насосных штанг и анализ их работы показывают, что около 70 % отказов штанговых колонн составляют обрывы штанг по телу, 10 % — их отвороты и остальное — обрывы по резьбе и муфте. Авторы статьи обнаружили, что большее количество обрывов приходится на участки штанг, расположенные на расстоянии до 400 мм от их головок.Есть несколько гипотез, объясняющих постоянство отказов штанг вблизи их головок. Например, некоторые специалисты считают, что причиной повышенной обрывности штанг на данных участках является концентрация напряжений в переходной зоне [17].

Наряду с достоинствами, обеспечивающими массовое применение ШСНУ в различных эксплуатационно-технологических условиях, имеется целый ряд недостатков, существенно снижающих эффективность их работы. В первую очередь это связано с тем, что при ходе плунжера вверх на колонну штанг действуют собственный вес и вес столба жидкости; при ходе вниз действие веса жидкости передается трубам. Сочетание переменных по величине усилий с большим собственным весом колонны штанг вызывает сложное напряженное состояние материала штанг приводящее к обрывам штанговой колонны [18].

В статье [19] автором которого является Саттаров И.Р отмечается, что по скважинам ШСНУ Контузлинского месторождения ОАО «Татнефть» за 7 лет их работы было проведено 54 ремонта по причине обрывности штанговой колонны. В 90 % случаях обрыв происходил в тех скважинах которые имели высокую коррозийную активность среды. Так же автор выделил то, что скважины имеющие число качаний более 4,5 об/мин выходили в ремонт чаще остальных.

Накопленная статистика показывает, что подавляющее большинство обрывов происходит на участке тела насосной штанги длиной около 250 мм от торца головки штанги. Этому же интервалу соответствует зона максимальных напряжений изгиба в штангах. Следовательно, распространенные конструкции штанг не соответствуют условиям равно прочности их в условиях эксплуатации при возвратно-поступательном перемещении в скважине [20].

Колонна композитных штанг при работе в скважине воспринимает осевую нагрузку грузонесущими элементами в виде стальных канатов, а внешний полимерный армированный слой выполняет функцию защиты грузонесущей системы от воздействия скважинной среды и придания жесткости системе. Включение в конструкцию штанговой колонны оптоволоконных кабелей и различных датчиков при изготовлении дают возможность проведения исследования работы колонны штанг и скважинных условий [21].

Наиболее приемлемым методом повышения надежности штанговой колонны является снижение нагрузки на приводную часть насосной установки, которой реально достигается уменьшением диаметра насоса и повышением динамического уровня жидкости, поскольку вес жидкости и вес колонны штанг являются функцией диаметра насоса d и динамического уровня [22].

В настоящее время основные нефтяные месторождения Российской Федерации вступили в позднюю стадию, которая характеризуется истощением пластовой энергии. В таких установках одним из наиболее слабых элементов является колонна насосных штанг, определяющая низкую продолжительность межремонтного периода работы скважин. Большая глубина спуска насоса, кривизна ствола скважины, высокая вязкость и коррозионная активность добываемой продукции повышают нагрузку на штанговую колонну и снижают ее усталостную прочность[23].

Анализ причин ремонтов выхода из строя УВШН с НП по ООО УК "Шешмаойл" показал, что 34,6% всех ремонтов приходится на проблемы со штанговой колонной и полированным штоком (поломки или отвороты). Возможными организационными причинами выхода из строя насосных штанг и полированных штоков явились недостаточный анализ работ при внедрении УВШН с НП и условия эксплуатации, не соответствующие требованиям[24].

Анализ применения устройств, защищающих глубинно-насосное оборудование от износа в условиях Западной Сибири, показал, что полиэтиленовые центраторы работают 1-3 месяца и, деформируясь, плавятся; при проведении подземных ремонтов через 2-3 месяца они не обнаруживаются. Надежность работы центраторов, снабженных шариками, оказалась невысокой. Роликовые центраторы дают положительный эффект, однако относительная сложность позволяет рекомендовать их к применению только в скважинах, имеющих значительное искривление ствола. Наиболее надежными и практичными зарекомендовали себя укороченные штанги и центраторы, устанавливаемые на теле штанг[25].

Производительность глубинного насоса зависит от длины хода полированного штока и числа качаний и увеличивается с ростом этих величин. Очевидно, увеличение длины хода и числа качаний способствует росту напряжений в штангах. Возникающие в штангах растягивающие напряжения снижают предел прочности штанг, увеличивая вероятность их обрыва [26].

В статье [27] установлено, что компоновка колонны насосных штанг нагнетателями жидкости, повышает скорость движения скважинной продукции и способствует созданию режима выноса твердых осадков из полости насоса.Дополнительная добыча нефти от применения ШСНУ в компоновке с нагнетателями жидкости в ООО “НГДУ Уфанефть” за 2002 год составила 580,8 тонн, при хозрасчетном экономическом эффекте 333029 рублей.

Изготовление стандартной насосной штанги производится высадкой головки штанги при высокотемпературном нагреве в 5 переходов. Это приводит к снижению технической характеристики штанг из-за нарушений исходной микроструктуры металла и соосности головки штанг, вызывающие дополнительные изгибающие моменты при их эксплуатации [28].

В качестве достойной и экономически оправданной альтернативой обычным насосным штангам являются непрерывные колонны насосных штангCOROD. В отличие от обычных штанговых колонн в колоннах COROD всего два резьбовых соединения. Кроме этого, за счет отсутствия в них муфт снижается контактная нагрузка и увеличивается рабочее пространство лифтовой колонны, а так же уменьшается и вес всей подвески [29].

Обрыв штанг как в верхней так и в нижней области колонны напрямую связан с диаметром насоса. В частности при эксплуатации скважин с насосами малого диаметра происходит обрыв в верхней части колонны, так как в этой части колонны наиболее велики растягивающие нагрузки. При работе насоса большого диаметра, обрыв штанг характерен для нижней части штанговой колонны, так как в нижней части нагрузки связанные с продольным изгибом наиболее максимальны [30].
Таким образом, проанализировав 30 источников научно-технической литературы выяснено, что обрывы и отвороты штанговых колонн одна из наиболее распространенных проблем при эксплуатации ШСНУ, которая требует значительных капиталовложений и трудозатратне только в России но и зарубежом. Были проанализированы работы специалистов из Татарстана, Баркортстана, Западной и восточной Сибири, Казахстана, Ханты-Мансийска, Азербайджана, России, Нефтеюганска, Сургута, Удмуртии. Для повышения надежности штанговых колонн непрерывно совершенствуются технологии их изготовления, технического обслуживания и ремонта. В этих работах представляется анализ и методы решений проблем которые связаны с обрывом ШК.

Решение проблемы обрывности штанговой колонны позволит увеличить межремонтный период скважин, которое положительно повлияет на работу скважины в целом. Данная проблема будет актуальна на тех месторождениях, которые достигли завершающую стадию разработки.

2 ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

2.1 Характеристика особенностей промыслового объекта

Рассматриваемая Восточно-Сулеевская площадь занимает северо-восточную часть Ромашкинского нефтяного месторождения в виде полосы юго-западного простирания.

На Восточно-Сулеевской площади разрабатывают продуктивные отложения кыновского (До) и пашийского горизонта верхнего девона Д₁. Корреляция пластов происходит с применением главных реперов «верхний известняк» и «муллинские глины», образованных, в кровельной и подошвенной частях горизонта и репера «аргиллит» в нейтральной части горизонта. Горизонт Д многопластовый. В нем подчеркнуты пласты: А, Б1, Б2, Б3, Б4, Б5, Г2+3 и Д. Пласты имеют площадное распространение. Например, площадь пласта Д_о по отношению к административной, которая равна 18679,1 га, является 66,9%, по А - 73,1%, по Б1 - 37,5 %, по Б2 - 55,5 %, по Б3 - 52,7 %, по В - 60,6 %, по Г1 - 59,5%, по Г2+3 - 41,7% и по Д - 12,2 %.

По характеру и особенности строения горизонтов До и Д₁ необходимо отметить их высокую неоднородность как по площади, так и по разрезу. Так же данные указывают на наличие значительной неоднородности эксплуатационного объекта по проницаемости. Нефти данных пластов к группе средних и парафинистых нефтей.

Восточно-Сулеевской площадь введена в промышленную разработку в 1955 году. За это время основные характеристики показателей разработки сильно изменились. Повысилась ободненность продукции и ухудшилось само состояние скважин.