Геолого-промысловая характеристика западно-тЭбукского месторождения

Предотвращению отложений парафина и асфальто-смоло-парафиновых веществ в скважинном оборудовании может способствовать повышение температуры продукции скважины в результате ее подогрева перед насосом, например скважинным стационарным электронагревателем. Однако, в связи с высокой стоимостью нагревателей и кабеля, а также и с учетом того обстоятельства, что в результате потерь тепла в окружающую среду зона повышенной в результате подогрева температуры продукции скважины распространяется не более, чем на 300 м по длине НКТ -применение метода требует тщательной экономической оценки с учетом конкретных условий.

В ряде случаев эффективно увеличение глубины погружения насоса (увеличение глубины погружения насоса на 100 м увеличивает температуру на приеме насоса на 3…4°С), однако при этом несколько увеличивается нагрузка на головку балансира за счет дополнительного веса штанг.

При выборе способа удаления АСПО необходимо иметь в виду следующее. Универсального способа пригодного для всех условий до настоящего времени не найдено. Инженерно-технологическая служба НГДУ должна планировать и осуществлять мероприятия направленные на предотвращение и ликвидацию АСПО с учетом конкретных геолого-физических условий, свойств продукции скважины, состава АСПО, особенностей данной стадии разработки месторождения, наличия тех или иных технических средств, химических реагентов и т.д. Интегральными критериями при выборе метода являются экономические критерии, в частности годовые затраты при использовании данного метода в расчете на скважину. Несмотря на отмеченную необходимость индивидуального подхода к конкретным скважинам, все же некоторые обобщенные рекомендации исходя из накопленного опыта могут быть сделаны.

Все применяемые методы борьбы с АСПО могут быть сведены в следующие группы методов:

-механические (применение  скребков, установленных на штангах);

-химические (промывки растворителями, применение ингибиторов);

-физические (тепловые, применение  магнитов);

-применение защитных  покрытий (стеклянные, полимерные покрытия);

-комбинированные (сочетание  методов из перечисленных групп).

-Наклонно- направленные  и горизонтальные скважины

-Силы трения в плунжерной  паре изогнутого насоса

В наклонно-направленных и горизонтальных скважинах присутствуют различные участки — вертикальные, криволинейные, наклонные. Характер пространственного профиля скважины влияет на работу скважинного насоса. При размещении насоса на криволинейном участке ствола может иметь место изгиб насоса. В изогнутых насосах возникают дополнительные силы сопротивления движению плунжера, которые определяются следующим выражением:

, (1)

где: fп - коэффициент трения (значения колеблются в пределах

0,01…0,05);

R - радиус искривления  оси цилиндра насоса;

d - зазор между плунжером и цилиндром насоса;

DIE - разность жесткостей цилиндра и плунжера насоса

Сумма сил сопротивления движению плунжера в цилиндре изогнутого

скважинного насоса может быть определена следующим образом:

, (2)

где D – диаметр плунжера.

Из формулы следует, что при прочих равных условиях на значение возникающих сил трения в плунжерной паре изогнутого насоса большое влияние оказывает разница жесткостей цилиндра и плунжера. С другой стороны, известно, что при одинаковых диаметральных размерах плунжера жесткость цилиндра трубного насоса всегда выше жесткости вставного. Действительно рост сил трения в плунжерной паре с изменением угла изгиба трубного насоса происходит более интенсивно, чем в насосах вставного исполнения.

Таким образом в искривленных и наклонно направленных скважинах при необходимости расположения насоса на криволинейном участке с точки зрения снижения дополнительных сил трения в насосе предпочтительнее применение насоса вставного типа.

3.3.3 Механические  примеси

Интенсификация добычи нефти, требующая значительных величин депрессии на пласт, широкое применения горизонтального бурения основных и дополнительных стволов скважин для  увеличения зоны притока пластового флюида в скважину, большое количество обработок призабойных зон пласта с помощью гидравлических разрывов разной интенсивности и закачки химических реагентов – вот неполный перечень причин увеличения выноса механических примесей в эксплуатационные нефтяные и газовые скважины.

При этом необходимо учитывать, что более 90% нефти в нашей стране добывается с помощью скважинных насосных установок, рабочие органы которых являются подвижными элементами, контактирующими между собой и с пластовым флюидом. Это приводит к ограничениям по количеству, твердости и гранулярному составу механических примесей, содержащихся в перекачиваемом пластовом флюиде. Так, например, для обычного исполнения скважинных штанговых насосов содержание механических примесей с твердостью не более 7 единиц по шкале Мооса не должно превышать 1,3 г/л, а для износостойкого исполнения установок электроприводных центробежных насосов (УЭЦН) механических примесей с твердостью не более 5 единиц по Моосу в откачиваемой жидкости  должно быть не более 0,5 г/л. Если учитывать приведенные цифры, а также тот факт, что основная доля добычи нефти в России (около 78%) осуществляется установками ЭЦН, то нужно признать, что решение проблемы защиты скважинного насосного оборудования от механических примесей весьма актуально.

Системы защиты скважинного оборудования от механических примесей можно разделить на несколько основных классов: скважинные фильтры, фильтры скважинных насосных установок, сепараторы механических примесей.

Каждая из этих систем имеет свои области применения, свои преимущества и недостатки.

Скважинные фильтры, простейшим видом которых является перфорированная часть обсадной колонны, обеспечивает минимальное поступление механических примесей из призабойной зоны пласта в скважину. В некоторых случаях применение обсадных колонн является нежелательным по технологии строительства скважины или по требованиям к условиям притока флюида из пласта. В этих случаях, а также при малой эффективности фильтрации пластового флюида зоной прфорации обсадной колонны, применяются скважинные фильтры.

Скважинные фильтры могут быть стационарными и извлекаемыми, могут устанавливаться в качестве хвостовика эксплуатационной колонны или на пакере в нижней части скважины.

Схемы размещения скважинных фильтров показаны на рисунке 3.7.

1-скважина, 2-цементный камень, 3-пакер, 4-скважинный фильтр,                    5-продуктивный пласт, 6-механические примеси

Рисунок 3.7.- Схемы размещения скважинных фильтров

Скважинные фильтры предназначены для защиты скважинного оборудования, в первую очередь – скважинных насосных установок, имеющих подвижные детали и узлы – от тех механических примесей, которые выносятся из призабойной зоны пласта (элементы разрушенного скелета пласта, песок или проппант после ГРП, соли, продукты химических реакций, возникающих в результате химического воздействия на пласт в процессе геолого-технических мероприятий. Кроме того, скважинные фильтры защищают насосное оборудование от грязи и окалины, которые собрались в зумпфе скважины во время эксплуатации и проведении подземного ремонта скважины.

Применение скважинных фильтров приводит к значительному снижению концентрации механических примесей в пластовом флюиде, поступающем на прием насосных установок, что повышает их надежность и наработку до отказа. Однако, отфильтрованные механические примеси собираются на зумпфе скважины и могут со временем перекрыть всю зону притока жидкости из пласта. К тому же механические примеси в сочетании с вязкими составляющими откачиваемого флюида откладываются на фильтрующих элементах. Всё выше перечисленное приводит к резкому уменьшению притока пластового флюида в скважину и падению забойного давления. Для восстановления притока приходится проводить капитальные ремонты скважин, связанные с извлечением пакера и скважинного фильтра, промывкой забоя скважины. При использовании неизвлекаемого скважинного фильтра капитальный ремонт скважины приходится сочетать с гидравлическим разрывом пласта, во время которого большая часть механических примесей, собравшаяся у фильтрующих элементов, снова возвращается в пласт.

В связи с этим можно сделать выводы о предпочтительных областях применения неизвлекаемых скважинных фильтров: наличие в маловязком пластовом флюиде достаточно крупных частиц механических примесей, наличие которых у фильтрующих элементов не снижает возможности притока в скважину.

Область применения извлекаемых скважинных фильтров шире в связи с возможностью очистки и самих фильтров, и призабойной зоны скважины в процессе подземного ремонта скважин без проведения ГРП.

3.3.4 Отворот  насосных штанг

В связи с переходом к поздней или завершающей стадии эксплуата-

ции большинства месторождений Западной Сибири фонд скважин, оснащенных уста-новками скважинных штанговых насосов, неуклонно растет. Аварии на них, в первую очередь отвороты и обрывы штанг и насосно-компрессорных труб (НКТ), приводят к существенному увеличению себестоимости добываемой нефти. Причиной отворотов является крутящий момент, возникающий в колонне штанг при ее деформации за счет сил сопротивления движению плунжера вниз, «эффекта Лубинского», пространственной кривизны ствола скважины. Так как эти факторы не могут быть устранены в процессе эксплуатации, то остается лишь минимизировать их передачу на резьбовое соединение штанг применением шарнирных соединений.

Повышение работоспособности штанг и НКТ возможно за счет уменьшения крутящих моментов, действующих в процессе эксплуатации на отвинчивание резьбовых соединений. Задача состоит в уменьшении момента трения в шарнире – передающем элементе колонны – за счет конструктивных решений.Анализом промысловых данных подтверждена актуальность проблемы отворотов. Аналитически установлены конструктивные возможности уменьшения передавае-мого шарниром крутящего момента. Изготовленные с учетом результатов аналитических исследований шарнирные муфты позволили более чем в 2 раза увеличить межремонтный период. Решать проблему отворотов можно, в принципе, одним из трех способов:

– исключить возможность появления крутящего момента;

– обеспечить момент трения в резьбовых соединениях (в резьбе плюсна

торцевых поверхностях) больший крутящего момента;

– исключить или минимизировать действие крутящего момента на резьбовое соединение.

Негерметичность эксплуатационных колонн и подземного оборудования скважин - перетоки газа из затрубного пространства в межколонное через нарушения в колонне или негерметичные резьбовые соединения. Данный вид межколонного газопроявления встречается в основном в скважинах, оборудованных отечественными па-керами типа 1ПД - ЯГ, 2ПД - ЯГ. Это связано с низким качеством самих пакеров, операцией по их установке, а также с нарушением эксплуатационных колонн и разгерметизацией резьбовых соединений в процессе эксплуатации. Негерметичность эксплуатационной колонны во время испытания скважины может возникнуть вследствие нарушения ее целостности перфорацией или разрушения труб под воздействием различных нагрузок. Причинами негерметичности эксплуатационных колонн являются частичное или некачественное ее цементирование во время строительства, использование сточных вод для заводнения и агрессивных жидкостей для интенсификации добычи нефти, высокое давление нагнетания, качество металла и закрепления резьбовых соединений.

3.4 Анализ ремонтов штанговых  скважинных насосов 

За период работы в ремонт поступило 142 ед. бывших в эксплуатации ШСН, ремонтно-пригодными были признаны и отремонтированы 128 ед. Количество насосов, не пригодных для ремонта, составило 14 ед., что соответствует 9,9 %.

Показатели по заводам-изготовителям насосов 2008 – 2011 года, введенных в эксплуатацию, насосы производства «Ижнефтемаш» – на 01.01.2012 г. в эксплуатации находится  41 ед., из них 3 вставных, в ремонт поступило 38 ед. (вставных не было), из них списано за год 11 ед., что составило 28,9 %, с полной наработкой 685 суток.

Наработка на отказ увеличилась на 70 сут. и составила 393 сут. (Рисунок 3.8), в результате того, что в ремонт, в основном, поступали насосы 2009 года ввода в эксплуатацию с наработкой более 500 сут., но и списано из них 50 %, т.к. происходит износ до полного разрушения зеркала цилиндра, Фонд скважин, оборудованных этими насосами составляет более 39 %. Также необходимо отметить неудачную конструкцию ловителя приёмного клапана – в случае обрыва-отворота насосных штанг он расклинивается и ремонт без подъёма насоса невозможен и происходит подъём с «поливом».

Наработка на износ цилиндра увеличилась и составила 553 сут., с учетом использования ремонтного размера плунжера. Наработка на износ плунжера 425 сут.  

Насосы производства «Аксельсон-Кубань» – в эксплуатации находится 12 ед., из которых 2 ед. вставные.

Произошло 3 отказа, 1 – по мех. повреждению плунжера, 2 ремонта (некомиссионных) по мех. повреждению цилиндра – сколы на зеркале цилиндра, цилиндры отреставрированы, износа цилиндра нет. Текущая наработка составляет 758 сут. Отказов по вставным насосам не было. Ожидаемая наработка с учетом ремонтных размеров плунжера составит           2274 сут. Текущая наработка на вставные насосы на 01.01.12 г. составила   107 сут.

Рисунок3.8– Наработка насосов на износ

Насосы «Обуховской Промышленной компании» – в эксплуатации находится 22 ед., из них:

1) вставных насосов 8 ед., в ремонт поступило  3 ед.  исправных  насоса

(2008 г. ввода в эксплуатацию), отказов не было, текущая наработка  составляет 222 сут;

2) трубных насосов 14 ед., наработка  на отказ составляет 351 сут., снижение на  41 сутки, в результате того, что в ремонт поступили два насоса с низкой наработкой (68 и 178 сут.), произошел заклин плунжера в одном случае из-за отложения гипса, во втором случае из-за слома втулки гибкого плунжера, также произошло снижение наработки по причине деформации стержня гибкого плунжера, что также повлияло на снижение наработки на ШСН, а соответственно на наработку скважин. Текущая наработка на насосы с жесткими плунжерами составляет 396 сут. Ожидаемая наработка с учетом ремонтного размера плунжера составит 792 суток.