Работа скважин в условиях ЗападнотАУСургутского месторождения
Дипломная работа - Геодезия и Геология
Другие дипломы по предмету Геодезия и Геология
В°водОбрыв штанг17174411Негерметичность НКТ1111Негерметичность клапанных пар321413211Гидратообразование11Вынос КВЧ11Прочие112211Итого222111293541
Рисунок 5 - Неэффективные ремонты на фонде ШГН по виновным службам за 2009-2011 года
Отмечено сокращение неэффективных ремонтов по причине обрыва штанг, по сравнению с 2009 г. на 16 случаев, с 2010 г. на 2 случая, это связано с применением (расчет) упрочненной колонны ремонтных штанг с фактическим запасом прочности 1,3 выше теоретической.
2.5 Осложнения, возникающие в процессе эксплуатации скважин, оборудованных УШСН
Осложнения в эксплуатации насосных скважин обусловлены большим газосодержанием на приеме насоса, повышенным содержанием песка в продукции (пескопроявлением), наличием высоковязких нефтей и водонефтяных эмульсий, существенным искривлением ствола скважины, отложениями парафина и минеральных солей, высокой температурой.
Нефтяной газ в скважине выполняет работу по подъему жидкости с забоя на поверхность. Однако значительное количество газа на приеме насоса приводит к уменьшению коэффициента наполнения насоса вплоть до нарушения подачи.
Известно несколько методов борьбы с вредным влиянием свободного газа на работу насосов. Уменьшение доли вредного пространства можно добиться повышения коэффициента наполнения. При отсутствии влияния вредного пространства работа насоса устойчива с любым даже самым низким коэффициентом наполнения. Это достигается либо применением насоса с нагнетательным клапаном в нижней части плунжера (длиннеходовой насос, правильная посадка плунжера над всасывающим клапаном), либо одновременным увеличением длины хода плунжера при одновременном уменьшении диаметра насоса.
Основной метод борьбы - уменьшение газосодержания в жидкости, поступающей в насос. При увеличении погружения насоса под динамический уровень увеличивается давление на приеме, как следствие уменьшается объем свободного газа за счет сжатия и больше газа растворяется в нефти. Сепарацию газа можно улучшить с помощью защитных устройств и приспособлений, называемых газовыми якорями (газосепараторами), которые устанавливают на приеме насоса. Работа их основана на использовании сил гравитации (всплывания), инерции, а также их сочетания. Отрицательное влияние песка в продукции сводится к абразивному износу плунжерной пары, клапанных узлов и образованию песчаной пробки на забое. Песок также при малейшей негерметичности НКТ быстро размывает каналы протекания жидкости в резьбовых соединениях, усиленно изнашивает штанговые муфты и внутреннюю поверхность НКТ, особенно в искривленных скважинах, возможны заклинивания плунжеров в насосе. Снижение дебита вследствии износа оборудования и образования песчаной пробки вынуждает проведение преждевременного ремонта для замены насоса и промывки пробки.
К песочным скважинам относят скважины с содержанием песка более 1 г/л. Наиболее эффективный метод - предупреждение и регулирование поступления песка из пласта в скважину. Первое осуществляется посредством промывки призабойной зоны, а второе уменьшением отбора жидкости. В случае применения полых (трубчатых) штанг цилиндр насоса спускают на НКТ, а плунжер - на полых штангах. Откачиваемая жидкость из плунжера попадает непосредственно в полые штанги, где скорость и увеличивается, чем и достигается лучший вынос песка. При этом также исключается опасность заклинивания плунжера песком.
Для предотвращения образования осадка песка на штанговой колонне устанавливают скребки - завихрители. При большой кривизне ствола скважины наблюдается интенсивное истирание НКТ и штанг вплоть до образования длинных щелей в трубах или обрыва штанг. iелью предотвращения одностороннего истирания штанг и удаление парафина используют ролики - центраторы, скребки - центраторы, штанговращатель. При добычи парафинистой нефти происходит отложение парафина на стенки НКТ, в результате сужается поперечное сечение труб, возрастает сопротивление движения жидкости и перемещение колонны штанг, увеличивается нагрузка на головку балансира станка - качалки, нарушается его уравновешивание, уменьшается коэффициент подачи.
Для борьбы с отложением парафина применяют такие методы как горячая промывка скважины с помощью АДП (агрегат депарафинизации). Для этого с помощью АДП в затрубное пространство подают горячую нефть, которая через насос поступает в насосно - компрессорные трубы. Трубы нагреваются, парафин расплавляется и смывается потоком. Смесь нефти, воды и парафина по выкидной линии поступает на сборный пункт. Также применяют и тепловой метод, с помощью ППУ (паропередвижная установка). Широко применяется метод депарафинизации с помощью пластинчатых скребков. Скребки крепят хомутами к штангам на расстоянии друг от друга не более длины хода плунжера. Ширина скребка на 5-8 мм меньше диаметра НКТ. Насосные установки оборудуют штанговращателями. Колонна насосных штанг с укрепленными на них скребками поворачивается при каждом ходе вниз, при этом боковые грани скребков срезают парафин со стенок труб.
Исходные данные по скважине 1681:
Глубина скважины H, м 2472
Диаметр эксплуатационной колонны D, м 0,146
Планируемый дебит жидкости Qж, м3/сут 3
Объемная обводненность продукции n0, % 14,3
Плотность дегазированной нефти rнд, кг/м3 853
Плотность газа rг, кг/м3 1,4
Газовый фактор Г0, м3/ м3 53
Вязкость нефти nн