Эффективность подземного ремонта скважин

Анализ эффективности подземного ремонта скважин

Анализ разработки фонда нефтяных месторождений. Суть оборудования и материалов, применяемых для проведения ремонта скважин. Определение скорости подъема крюка. Расчет экономической эффективности от внедрения перепускного гидроуправляемого клапана.

Рубрика	Геология, гидрология и геодезия
Вид	дипломная работа
Язык	русский
Дата добавления	16.10.2015
Размер файла	196,3 K

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Сравнительный анализ показателей по наработке и количествам отказов насосов импортного и отечественного производства показывает, что последние уступают по качеству импортным .

Показатели по наработке и количествам отказов на 01.01.2005г. по насосам заводов-изготовителей приведены в табл. 2.4.

Таблица 2.4 Сравнительные показатели по наработке и количествам отказов

Количество насосов в фонде

Количество отказов за 2000 г.

Наработка на 1 на-сос, сут.

В % от кол-ва насосов

Как видно из этой таблицы, наилучшие результаты дали австрийские и американские насосы. При приобретении отечественных насосов предпочтение все же следует отдать насосам ижевского производства.

И, если ижевские насосы дают неплохую, в сравнении с импортными, наработку по количеству суток на 1 насос, хорошо противостоят воздействию коррозионной и сероводородной среды, воздействию абразивного песка и применимы на всех месторождениях нашего НГДУ, то качество насосов Пермского производства по вышеуказанным параметрам значительно уступают ижевским. Наработка на отказ по пермским насосам составляет: по новым — в среднем всего 258 суток, по отремонтированным — в 2 раза ниже.

В защиту же ижевских насосов можно сказать, что, кроме вышеуказанных, они имеют и следующие преимущества по сравнению с пермскими: данные насосы поставляются в комплекте с качественной механической замковой опорой, отказов по данным замковым опорам нет. Кроме того, состояние цилиндров этих насосов остается удовлетворительным даже после длительной эксплуатации, изнашивается, в основном, плунжер, так как твердость цилиндра выше твердости плунжера, а это, в свою очередь, облегчает возможность ремонта и повторного использования насоса. Но количество получаемых насосов Ижевского завода из года в год снижается. Так, за 2004 год в НГДУ получено только 17 насосов данного завода или 4,4% от всего количества полученных новых насосов.

Следующая причина: за истекший год ухудшилось качество капитального ремонта насосов на Октябрьском заводе нефтепромыслового оборудования.

Если проанализировать работу штанговых насосов, полученных с ОЗНПО в 2004 году, то получается следующая картина (таблица 2.5 ).

Таблица 2.5 Анализ работы штанговых насосов с ОЗНПО

Спущено в скважину

Основные виды выхода насосов из строя следующие :

1. Заклинивание или износ насоса; заклинивание или износ плунжера; износ цилиндра и т.д.

Таким образом получается, что из 112 ремонтов, связанных именно с отказом насосов 22% приходится на отказ насосов, полученных с ОЗНПО.

2. Возросшее количество ремонтов по ликвидации негерметичности НКТ объясняется длительной эксплуатацией труб ( от 5 до 10 лет). Все ремонты произведены из-за негерметичности по резьбам.

3. Почти в 2 раза возросло количество ремонтов по причине смены сальниковых штоков. Причина в том, что в течение 2000 года при подготовке к паводку и к зиме на скважинах, находящихся в затапливаемых и труднодоступных районах были проведены 15 профилактических ремонтов по смене полированных штоков для предупреждения простоев скважин.

По НГДУ «Аксаковнефть» довольно большое количество ремонтов составляют ремонты, связанные с ликвидацией обрыва штанг — 21% от общего числа ПРС. Основной фонд штанг по состоянию на 01.01.2005г. составляют штанги Очерского завода (34,4%), ОАО Мотовилихинские заводы (27,5%) и штанги завода им.Шмидта (17,4%) (рисунок 7).

Анализ обрывности штанг за 2004 год по заводам-изготовителям дает следующую картину (таблица 2.6 ).

Таблица 2.6 Обрывность штанг по заводам-изготовителям

ОАО Мотовилихинские заводы (Пермские)

По штангам Очерского завода с маркой стали 20Н2М, при максимальном фонде , удельная обрывность составляет 15% от общего числа обрывов. Данные штанги, в большинстве, отработали свой срок, последний раз их получали в 1998 году. По штангам завода им.Шмидта с маркой стали 20Н2М по получению такая же ситуация. В большинстве случаев эти штанги отработали более 5 лет и по этой причине они имеют высокую обрывность.

Пермские штанги, составляя в общем фонде 27,5%, дают наибольшее- 42% — количество обрывов. В начальный период получали штанги этого завода с маркой стали 15х2ГМФ, в 2000 году начато испытание штанг с маркой стали 12х3ГФАБ. Все обрывы произошли по штангам с маркой стали 15х2МГФ. Средняя наработка по отказным штангам Пермского производства составляет 16,7 млн. циклов, тогда как по штангам Очерского и завода им.Шмидта с маркой стали 20Н2М — более 35 млн.циклов. Начиная с 1996 года в НГДУ «Аксаковнефть» поставляются только штанги Пермского производства .

Но, тем не менее, количество обрывов штанговых колонн с 2000 года снижается ( со 100 до 87). Это прежде всего связано с тем, что с начала 2002 года все получаемые новые штанги проходят входной контроль на установке дефектоскопии и отбраковки на Октябрьском заводе нефтепромыслового оборудования.

Большое количество ПРС по причине отворота объясняется полным отсутствием в бригадах штанговых ключей КШЭ. Свинчивание штанговых колонн при спуске производится вручную. Недостаточные крутящие моменты, создаваемые ручными усилиями рабочих, не обеспечивают надлежащего прижатия торцов ниппеля к торцам соединительной муфты, в результате чего их торцы под действием внешней нагрузки расстыковываются, что и приводит к самопроизвольному отвинчиванию штанг в процессе эксплуатации.

В 2004 году сложилась сложная ситуация с обработкой скважин растворителями АСПО по причине их отсутствия, что привело к росту ПРС по очистке ГНО от АСПО. В 2000 году ситуация несколько выправилась, за этот период было проведено 646 тепловых обработок , 22 обработки скважин ингибитором парафиноотложений СНПХ-7941 и т.д.

Все причины выхода скважин, оборудованных УСШН, в ремонт за 1996 -2000 г.г. приведены в таблице 2.7.

Таблица 2.7 Причины отказов скважин с УСШН

Частота ремонтов рем/скв.

Оптимизация режимов работы насосного оборудования.

Смена насоса по причине выхода из строя

Продолжение таблицы 2.6

— В т.ч. из-за заклинивания

— утечка в клапанах

— засорение клапанов насоса

— обрыв штока насоса

— механический износ насоса

— коррозия рабочей поверхности насоса

— причина не установлена

Ликвидация обрыва штанг

Ликвидация отворота штанг

Перевод на другой способ эксплуатации

Очистка глубинно-насосного оборудования от отложений АСПО и эмульсии

Очистка забоев скважин

Смена сальникового штока

Смена замковой опоры

Ревизия смена устьевого оборудования

Ввод из консервации и пьезометра

Перевод в консервацию

Работа бригад КРС

Для дальнейшего повышения МРП, снижения количества ПРС в 2005 году необходимо:

1. Оснастить бригады ПРС автоматическими штанговыми ключами КШЭ.

2. Приобретать штанговые насосы производства Ижевского завода в комплекте с замковыми опорами.

3. Штанги б/у, извлеченные из скважин, использовать только после проведения дефектоскопии и отбраковки.

4. Строго выполнять разработанные организационно-технические мероприятия по защите подземного оборудования от коррозии, отложения солей и АСПО.

5. Обеспечить обязательную съемку динамограмм после каждого подземного ремонта скважин с ШГН.

6. Обеспечивать полное и качественное проведение технологических операций, следить за исправностью и работой дополнительного оборудования скважин.

Оптимизация работы скважин эксплуатируемых УСШН

Под оптимизацией работы уже эксплуатируемых установок понимается решение задач, связанных с подбором только некоторых узлов установки и режимных параметров. В качестве критерия оптимальности при сопоставлении возможных вариантов компоновки оборудования может быть использован минимум условных затрат на подъём нефти из скважины. Т.е. цель нашей оптимизации работы установки будет заключаться в подборе УСШН по производительности.

Производительность УСШН (объемная подача насоса) обеспечивает заданный режим работы скважины, является основным критерием характеризующим работоспособность насоса. Фактическая производительность определяется коэффициентом подачи. Коэффициент подачи насоса определяется конструктивным исполнением насоса и технологическими характеристиками скважины. Для группы месторождений экспериментально установлен при оптимальных условиях коэффициент подачи равен 0,65 — 0,75.

При снижении фактического коэффициента подачи насоса до 0,4 и менее, технологической службой ЦДНГ проводятся мероприятия по установлению причины снижения производительности насоса: оценивается работа насоса по динамограмме, изменение динамического уровня, при необходимости производится промывка клапанов, опрессовка НКТ, профилактика парафиноотложений и т.д. По результатам эффективности выполненных мероприятий и определения причины снижения производительности принимается решение о дальнейшей эксплуатации УСШН.

Эксплуатация УСШН с коэффициентом подачи менее 0,3 запрещается.

Тем не менее часть установок эксплуатируется с к.п. 0,3 и менее, в связи с чем происходит увеличение удельного расхода электроэнергии. Рост удельного расхода электроэнергии с уменьшением к.п. происходит по гиперболической зависимости. При уменьшении к.п. со 0,9 до 0,6 рост у.р.э. незначителен (4-12 Втч/(тм)). При дальнейшем уменьшении к.п. ( 34 целесообразно применение клапанных узлов с увеличенным проходным сечением (это же относится и к откачке высоковязких жидкостей). Предварительно диаметр насоса и число качаний можно выбрать по диаграмме А. Н. Адонина.

Расчет характеристик газожидкостной смеси у приема насоса

Данная методика предусматривает определение таких характеристик, как коэффициент сепарации газа, трубный газовый фактор и уточненное давление насыщения нефти газом.

Под коэффициентом сепарации газа у приема погружного оборудования скважины понимают отношение объема (объемного расхода газа, ушедшего в затрубное пространство), к общему объему (объёмному расходу) газа у приема погружного оборудования при данных термодинамических условиях. Сепарация газа у приема погружного оборудования приводит и изменению физических характеристик флюидов: давления насыщения, плотности, объемного коэффициента и других. Поэтому коэффициент сепарации определяет как эффективность работы скважинного насоса, так и особенности применяемого оборудования; характер распределения давления в НКТ и затрубном пространстве, целесообразность применения газосепараторов, оптимальную область применения хвостовиков, пульсации и т.д. Для определения коэффициента сепарации газа у приема штангового скважинного насоса рекомендуется следующая зависимость;

где: Dэ — диаметр эксплуатационной колонны скважины;

— коэффициент сепарации газа у открытого приема насоса при расходе жидкости у приема равной нулю;

— относительная скорость всплытия газовых пузырьков в жидкости, м/с,

По данным И. Т. Мищенко и А. С. Гуревича, при обводненности продукции

, а при >0,5 =0,17 . Величина находится из соотношения

Расход жидкости при давлении , рассчитывает по формуле

В случае сепарации части свободного газа в затрубное пространство газовый фактор внутри НКТ оказывается меньшим, чем газовый фактор пластовой нефти, и определяется по формуле

Новое значение давления насыщения Р’нас, соответствующее газовому фактору внутри НКТ, находится из условия

Если давление у приема насоса Рпр>Рнас ,то свободный газ на приеме насоса и

Определение давления на выкиде штангового насоса

Глубина спуска насоса в скважину и давление на выкиде насоса легко определяется с помощью кривых распределения давления вдоль ствола скважины и по НКТ. Рассмотрим это. Пусть в результате расчетов параметров газожидкостной смеси при различных термодинамических условиях и потерь давления при подъеме продукции по стволу скважины построены линии распределения давления по обсадной колонне — от забоя до уровня жидкости в стволе скважины (линия 1) и вдоль колонны НКТ — от устья скважины до уровня, соответствующего Нсп (линия 2), смотри рисунок 1, в соответствии с положениями п.2.1 произведем выбор глубины погружения насоса под уровень жидкости (Нсп) и давления у приема насоса ( Рпр) — т. А. Расстояние по горизонтали от т. А до т. В, лежачей на линии изменения давления вдоль НКТ в определенном масштабе, позволяет определить давление на выкиде насосе Рвык и перепад давления РН, который должен сообщить потоку насос, чтобы скважина работала с заданными дебитом, забойным давлением и давлением на устье скважины. Кривые на рисунке 1 могут быть дополнены кривыми распределения температуры по обсадной колонне и НКТ, свободного газосодержания, объемного коэффициента и других параметров, получаемых в результате расчетов.

Примечание: если при расчете кривой изменения давления вдоль колонны НКТ конструкция штанговой колонны не определена, то рекомендуется выбирать диаметр штанг ориентированно по диаметру плунжера насоса:

для: Dпл 0,038м. dшт=0,016м.

0,038Dпл 0,056м. dшт=0,019м.

Dпл =0,056м. dшт=0,022м.

Рисунок 7. Выбор глубины погружения и параметров работы штангового насоса.

Определение потерь давления в узлах клапанов насоса

При течении продукции нефтяных скважин через узлы всасывающих и нагнетательных клапанов часть энергии тратится на преодоление местных сопротивлений. Это уменьшает коэффициент наполнения насоса и ведет к появлению сжимающих нагрузок в нижней части колонны насосных штанг. При расчете максимальной величины перепада давления в клапане Ркл рекомендуется пользоваться данными экспериментальных исследований А. М. Пирвердяна и Г. С. Степановой.

Ими приняты следующие допущения:

— при наличии в потоке жидкости, проходящей через клапан, свободного газа в качестве расчетной используется максимальная скорость смеси (без учета относительной скорости фаз);

при откачке обводненной нефти не образуется высоковязкой эмульсии.

Расчет ведут в следующем порядке:

а) расход смеси через клапан определяется как:

где: P i — давление, соответствующее Рпр для всасывающего клапана и Рвык для нагнетательного клапана;

ж(Pi) и г(Pi) соответственно расходы жидкости и газа при давлении Рi, м3/с. Для подсчета расхода (P) применяется формула (5.1.3), а расход газа r(Pi) определяется как

где: z — коэффициент сжимаемости газа;

Тскв — температура в скважине, К;

рa — атмосферное давление, Па;

Следует учитывать, что если то свободный газ в потоке жидкости отсутствует, т.е. ;

б) максимальная скорость движения перекачиваемой газожидкостной смеси в седле клапана с учетом неравномерности движения плунжера равна.

где — диаметр отверстия в седле клапана, м;

в) рассчитывается число Рейнольдса для потока смеси в отверстии клапана:

где — кинематическая вязкость жидкости, м /с;

г) определяют коэффициент расхода клапана данного типа в зависимости от числа Рейнольдса. Замечание: при подсчете , если Re

Источник