Геолого-промысловая характеристика западно-тЭбукского месторождения

Скважинный насос  — плунжерного типа, простого действия. Он состоит из цилиндра и полого плунжера. Цилиндр насоса имеет всасывающий клапан, а плунжер — нагнетательный клапан. Насос прикрепляется к нижней части колонны НКТ.

При движении штанг вниз плунжер опускается в цилиндр насоса,           а жидкость, которая содержится в последнем, переходит через открытый нагнетательный клапан в верхнюю часть цилиндра насоса и соответственно, в насосно-компрессорные трубы. Всасывающий клапан в это время закрыт.

При движении штанг вверх нагнетательный клапан закрывается, и плунжер поднимает вверх находящийся над ним столб жидкости. На поверхности жидкость поступает в выкидную линию скважины. Во время движения штанг вверх всасывающий клапан открывается, и жидкость из скважины входит в цилиндр. Затем описанный цикл повторяется.

3.2.1  Станок-качалка

Станок-качалка предназначен для приведения колонны насосных штанг в возвратно-поступательное движение. Как правило, станок-качалка, включает первичный приводной электродвигатель, клиноременную передачу, редуктор, механизм преобразования вращательного движения в возвратно-поступательное и подвеску устьевого штока. Подавляющее большинство применяемых в настоящее время станков-качалок балансирного типа, механического действия, с преобразующим механизмом, выполненным на основе шарнирного четырехзвенника. К ним относятся достаточно распространенные станки-качалки аксиального типа по ГОСТ 5866-76, например 7СК8 и др., дезаксиальные станки-качалки типа СКД по ОСТ 26-16-08-87.

А также современные станки-качалки типа ПНШ, производства АО “Ижнефтемаш”, типа СКР, СКДР, производства ОАО “Редуктор”, г. Ижевск, типа ПШГН, производства ФГУП “Уралтрансмаш”, г. Екатеринбург и др. Аксиальные и дезаксиальные станки-качалки отличаются соотношением длин звеньев преобразующего механизма.

У аксиальных станков-качалок максимальная скорость хода подвески устьевого штока одинакова при ходе вверх и вниз, у дезаксиальных — отличается (на величину порядка 6 % при максимальной длине хода).

Среди других особенностей можно выделить “тумбовое” исполнение и станки-качалки с одноплечим балансиром типа американского станка-качалки МАРК-2. Для условий эксплуатации скважин различия в эксплуатационных свойствах станков-качалок, связанных с дезаксиалом, можно считать несущественными. Тумбовое исполнение или тумбового исполнения должен быть обусловлен экономическими критериями с учетом цены конкретного станка-качалки и стоимости фундамента в условиях конкретного предприятия. Относительно технической характеристики станков-качалок, предлагаемых различными производителями, необходимо иметь в виду следующее: с точки зрения срока службы штанговой колонны и энергетической эффективности работы скважинной штанговой насосной установки предпочтительны режимы откачки с максимальной длиной хода, обеспечиваемой данным станком-качалкой при минимальном диаметре скважинного насоса.

 Для первой группы  скважин (эксплуатирующих горизонты  Д0 — Д1) необходимы приводы с  максимальной нагрузкой в точке  подвеса штанг 60 и 80 кН (выбор для конкретной скважины определяется диаметром насоса, глубиной подвески и глубиной погружения под уровень Базовыми типами приводов для рассматриваемой группы скважин могут быть признаны станки-качалки типа ПНШ 60-2,1-25 и ПНШ 80-3-40, производства АО “Ижнефтемаш”, эксплуатируемых насосами малого диаметра (27, 32 мм) с двухступенчатой колонной штанг диаметрами 19 и 16мм при условии проверочного расчета величины максимальной нагрузки в точке подвеса штанг, а также прочности штанговой колонны с учетом допускаемых для данного материала штанг приведенных напряжений в коррозионной среде, кривизны ствола скважины, и возможного влияния других осложнений.

Редуктор станка-качалки является одним из основных и ответственных узлов, от надежной работы которого зависит работа привода в целом.             В ранее вытащенных станках-качалках применялись в основном двухступенчатые редукторы с передаточным отношением 38. В современных станках-качалках применяются как двухступенчатые редукторы с передаточным отношением около 40, так и трехступенчатые редукторы с передаточными отношениями 51, 63, 90, 125. Широкий выбор модификаций станков-качалок, укомплектованных редукторами с разным передаточным отношением, позволяет на практике более гибко подбирать оборудование для каждой категории скважин в зависимости от дебита и свойств, продукции.     В частности, имеется возможность реализовать благоприятные тихоходные режимы откачки с большой длиной хода на скважинах с высоковязкой продукцией и обеспечить эксплуатацию малодебитных скважин в Непрерывном режиме с поддержанием оптимального динамического Станки-качалки малой грузоподъемности, в частности СКР 4-2,1 и СКДР 4-2,1 , могут быть рекомендованы для применения на малодебитных скважинах I и II группы, уровня.

Главным условием надежной работы редуктора является точное выполнение требований, инструкции по эксплуатации станка-качалки, качественное уравновешивание привода, своевременная замена масла, применение масел рекомендуемых инструкцией, своевременная подтяжка всех болтовых соединений.

Клиноременная передача станка-качалки выполняет несколько функций передачу вращения от первичного электродвигателя к редуктору; регулирование частоты качаний путем подбора пар шкивов с соответствующим соотношением по диаметрам; демпфирование динамических нагрузок в трансмиссии; является предохранительным звеном, предупреждающим аварийные поломки узлов редуктора, электродвигателя и др. Для обеспечения надежной и долговечной работы клиноременной передачи необходимо при монтаже и в процессе эксплуатации обеспечивать соосность канавок ведущего и ведомого шкивов, параллельность валов электродвигателя и редуктора, применять ремни соответствующего профиля и длины, обеспечивать своевременную регулировку натяжения ремней в соответствии с инструкцией по эксплуатации станка- качалки, производить одновременную смену всех ремней в комплекте, не допускать применение шкивов меньшего диаметра, чем предусмотрено заводским исполнением.      В ряде случаев, при восстановлении подачи скважинного насоса без подъема из скважины, освоении осложненных скважин и др. эффективно применение универсального накидного шкива для временного форсирования режима откачки конструкции НГДУ “Лениногорскнефть”, изготавливаемого           000 “Татнефть-ПКРС”.

3.2.2 Насосные  штанги

Насосные штанги предназначены для передачи возвратно-поступательного движения плунжера насоса. Штанга представляет собой стержень круглого сечения с утолщенными головками на концах. Выпускаются штанги из легированных сталей диаметром 19, 22, 25мм и длинной 8м для нормальных условий эксплуатации. Штанги на обоих концах имеют резьбу, а под резьбой квадратную шейку для захвата ключом при свинчивании и развенчивании. Для регулирования посадки плунжера имеются также и укороченные штанги длинной 1; 1,2; 1,5; 2 и 3м.

Штанги соединяются муфтами. На утолщенном высаженном конце штанги имеется резьбовой ниппель под муфту.

Особая штанга – устьевой шток, соединяющий колонну штанг с канатной подвеской. Поверхность его полированная он изготавливается без головок, а на концах имеет стандартную резьбу диаметром 30 и 35мм.

В НГДУ «ЛН» применяют штанги типов: ШНЦ; ШНСЦ.

3.2.3Штанги  насосные с центраторами типа ШНЦ

В наклонно-направленных скважинах для предотвращения истирания штанг и НКТ от трения рекомендуется применять центраторы. Центраторы изготавливают из полимерных материалов способом литья под давлением на тело штанги. Штанги с центраторами наклонного профиля могут оснащатся поднижными скребками, расположенными между неподвижными. Такие штанги имеют дополнительное назначение – производят очистку от парафина НКТ и самих штанг. Для оснащения центраторами используются штанги, изготовляемые по ТУ 26-0210-39-92, ГОСТ 13877-80 и спецификации 11В АНИ.

3.2.4 Штанги  насосные со скребками центраторами типа ШНСЦ.

Скребки-центраторы обеспечивают очистку насосно-компресорных труб и штанг от парафиновых отложений. Скребки-центраторы изготавливаются из полимерных материалов. Часть скребков от продольного перемещения ограничиваются упорами, а между ними распологаются подвижные скребки. Подвижные скребки обеспечивают удаление АСПО с тела штанги, а неподвижные – с внутренней повержности НКТ. Скребок-центратор имеет двойное назначение. Он выполняет функцию скребка и предохраняет от износа систему «труба-штанга-муфта». При применении скребков-центраторов вместе со штанговращателем достигается предотвращение парафинизации и защита от износа насосных штанг, муфт и НКТ.

Количество Скребков-центраторов, устанавливаемых на одну насосную штангу, варьирует от 4 до 13 штук, т.е. интервал установки между двумя соседними скребками-центраторами составляет от 0,6 до 1,6 м. Интервал установки должен быть меньше длины хода устьевого штока. Длина колонны штанг, оборудованной скребками-центраторами, колеблится от 100 до 1000 м., в зависимости от интервала отложений парафина на стенках НКТ и участков искривления ствола скважины.

3.3 Причины ремонтов УШСН

Количество ремонтов УШСН за 2011 год составило 54, из них 7 не отработало 365 суток (10,7 % от общего количества ремонтов), градация отказов представлена на рисунке 3.5.

Рисунок 3.5 – Градация отказов УШСН

Основныме причины ремонтов УШСН в 2011 году (Рисунок 3.6):

а) обрыв штанг – 3 ремонта (4,62 % от общего числа отказов), в 2010                          

году – 21,07 %;

б) парафиноотложения – 2 ремонта (3,08 %), в 2010 году – 6,02 %;

в) мех. примеси – 3 ремонта (4,62 %), в 2010 году – 3,01 %;

г) отворот штанг – 5 ремонтов (7,69 %),  в 2010  году - 3,01 %;

д) негерметичность НКТ – 6 ремонтов (9,23 %), в 2010 году – 9,03 %;

ж) износ оборудования – 22 ремонта (33,85 %), в 2010 году – 12,04 %;

и) заклин гибкого плунжера – 3 ремонта (4,62 %), в 2010 году – 9,03%;

к) деформация стержня гибкого плунжера – 1 ремонт (1,54 %);

л) негерметичность всасывающего узла – 1 ремонт (1,54 %);

м) заводской брак оборудования – 1 ремонт (седло) (1,54 %);

н) обрыв клетки плунжера – 3 ремонта (4,62 %);

п) коррозия седла – 1 ремонт (1,54 %);

р) слом нижней втулки плунжера – 3 ремонта (4,62 %).

 

Рисунок 3.6 – Причины ремонтов УШСН

Средний коэффициент подачи по действующему фонду УШСН увеличился на 0,06 и составил 0,46.

Наряду с причинами связанными с условиями эксплуатации значительную часть ремонтов составляют ремонты, связанные с отказом подземного оборудования, в частности самого штангового скважинного насоса, что составило 36,9 % от общего числа ремонтов.

По этой причине параллельно с анализом отказов скважин анализировалась работоспособность ШСН по узлам по заводам-изготовителям.

3.3.1 Причины  обрывов штанг

Одним из слабых элементов ШСНУ является колонна штанг.                      В процессе эксплуатации скважины в различных геолого-физических и технологических условиях происходит отворот и обрыв штанг, для устранения которых необходимо производить подземные текущие ремонты.

Кроме того, изменяются в широких пределах 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.

Исследования показали, что обрывы насосных штанг происходят в основном из-за усталости металла.

Насосные штанги на промыслах ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» эксплуатируются в скважинах с обводненной нефтью.

Дефекты механического происхождения связаны с некачественным изготовлением штанг в заводских условиях, их транспортировкой и складированием. 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.). На значение динамических нагрузок влияет вибрация, обусловленная переменным приложением и снятием нагрузок, вынуждающих колонну штанг совершать колебания с периодом. На колонну штанг в ЦДНГ действует среднее приведенное напряжение, что значительно ниже допустимых значений для сталей, из которых изготовлены штанги.

Следовательно, в нижней части колонны действуют разрушающие силы, которыми являются силы, сосредоточенные у плунжера, направленные против движения штанг при ходе их вниз и вызывающие сжатие нижней части штанговой колонны. Известно, что штанги переносят растягивающие нагрузки лучше, чем сжимающие.Перечисленные факторы ведут к интенсивному сжатию и возникновению продольного изгиба штанг, которые вызывают резкое повышение напряжений, вызывающих обрыв.

Поэтому были разработаны своя методика и программа подбора глубинно-насосного и наземного оборудования, позволяющие рассчитать коэффициент продуктивности по данным динамометрирования; выбрать компоновку ШСНУ; определить коэффициент сепарации газа у приема насоса, давление на входе в насос, потери давления в клапанных узлах, утечки через зазор плунжерной пары, коэффициент наполнения ШГН, коэффициент усадки нефти, подачу и скорость откачки; обосновать конструкцию штанговой колонны; определить потери хода плунжера и длину хода полированного штока, нагрузки, действующие на штанговую колонну, напряжения в штангах; выбрать станок-качалку; рассчитать энергетические показатели работы ШСНУ, показатели надежности и коэффициент эксплуатации.

3.3.2 Асфальтосмолопарафиновые отложения

Проблема АСПО существует при эксплуатации терригенных отложений верхнего девона. Пластовая температура для девонских отложений месторождений РТ колеблется в пределах от 29 до 34°С. Глубине начала отложений парафина на поздней стадии разработки соответствует, диапазон температуры 26…30°С и давления 6…9 МПа. Увеличение обводненности добываемой продукции обуславливает повышение содержания смол и асфальтенов в составе отложений, при этом происходит ослабление эффекта самоочистки скважин (срыва отложений потоком продукции), и, в конечном счете, обостряется проблема парафинизации.            При пониженных забойных давлениях отмечается появление АСПО не только в НКТ, но и в насосном оборудовании.

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, уменьшение динамического уровня в скважине, увеличение глубины погружения насоса, применение дозируемой подачи на прием скважинного насоса химических реагентов, подбираемых с учетом состава АСПО, свойств продукции и режимов эксплуатации скважины.           При решении вопроса о целесообразности применения метода предотвращения АСПО с использованием подачи химических реагентов забойными дозаторами необходимо учитывать следующие обстоятельства. Химические реагенты, как правило дороги и тенденции к снижению их стоимости не наблюдается. Как показала практика, метод технологически эффективен только при применении новых НКТ. Существующие способы очистки бывших в употреблении НКТ не обеспечивают требуемой степени очистки поверхности труб. Если в составе колонны оказываются трубы, бывшие в употреблении, применение забойных дозаторов не обеспечивает защиты от АСПО и оказывается чисто затратным делом.