Анализ эффективности эксплуатации скважин с применением ШСНУ в ЦДНГ №2 НГДУ “Аксаковнефть”

 

Составные части СК румынского исполнения те же, что и составные части СК российского исполнения. Различие заключается в расположении различных узлов относительно друг друга, типоразмеры этих узлов и их исполнение, но общий смысл работы как самой СК, так и отдельных узлов не изменился.

Рисунок 5 - ШСНУ

 

Глубинные штанговые  насосы бывают невставные (трубные) и  вставные: у первых цилиндр монтируется  на резьбе на конце НКТ и спускается в скважину вместе с трубами, у  вторых он предусмотрен внутри НКТ. Также насосы классифицируются в зависимости от их диаметров:

малого диаметра – 28, 32, 38, 43 мм;

среднего диаметра – 55 мм;

большого диаметра – 68, 82, 93 мм и  более.

В НГДУ «Аксаковнефть» в основном используются вставные насосы малого и среднего диаметров.

Большим преимуществом вставного  насоса является то, что для его  смены или проверки состояния  насоса не требуется поднимать и  спускать НКТ, что намного упрощает и ускоряет подземный ремонт, удлиняет срок службы резьбовых соединений НКТ. Но также есть и минус в использовании вставных насосов. Так 43-мм трубный насос можно спустить на 60-мм трубах (dвнут=50мм), а вставной насос тогоже диаметра требует применения труб большого диаметра, т.е. 73 мм (dвн=62мм). При этом увеличивается вес насосного подъемника в 1,4 раза.

Изготовляют следующие типы вставных штанговых скважинных насосов:

НСВ1- вставной, одноступенчатый, одноплунжерный с замком наверху;

НСВ2- вставной, одноступенчатый, одноплунжерный с замком снизу;

НСВГ- вставной, одноступенчатый, двухплунжерный с замком наверху;

НСВД- вставной, двухступенчатый, двухплунжерный с замком наверху;

Насосы НСВ1 и НСВ2 изготовляют  в следующих исполнениях:

без буквенного обозначения – с  седлами клапанов из нержавеющей  стали;

П – с седлами клапанов из твердого сплава (только для НСВ1);

В – с седлами клапанов из твердого сплава, пескозащитным устройством  и сепаратором.

Насосы изготовляют  следующих групп:

Группа посадки:     0                    I                    II                    III

Зазор, мм          : 0-0,045      0,02-0,07        0,07-0,012      0,12-0,17

На всех ШСНУ штанги и  трубы российского производства. На практике доказано, что из СК используемых в нашем НГДУ наиболее надежны в эксплуатации СК румынского исполнения, а наиболее ненадежные – СК российского исполнения.

Таблица 6

Характеристика жидкости, откачиваемой штанговыми насосами

Насос	Содержание мех. Примесей, %	Содержание свободного газа на приеме насоса, % (не более)	Вязкость жидкости, Па·с (не более)
НСВ1	0,05	10	0,025
НСВ1В	0,20	10	0,015
НСВ1П	0,20	10	0,025
НСВ2	0,05	10	0,025
НСВГ	0,05	10	0,300
НСВД	0,05	25	0,015

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3. ОПМИЗАЦИЯ РАБОТЫ СКВАЖИН ЭКСПЛУАТИРУЕМЫХ УШГН

 

3.1. Цели оптимизации

 

Под оптимизацией работы уже эксплуатируемых установок  понимается

решение задач, связанных с подбором только некоторых узлов установки и режимных параметров. В качестве критерия оптимальности при сопоставление 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 ШГН по производительности.

       Производительность  ШГН (обьёмная 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  данного месторождения экспериментально установлен при оптимальных условимях 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 ШГН.

  Эксплуатация ШГН  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. (<0,5), у.р.э. резко увеличивается (45-90 Втч/(тм)). Если учесть, что себестоимость добычи нефти  почти на 40% определяется затратами на электроэнергию, то становится очевидным, насколько важен подбор насосов и технологический режим работы в целом .

 

3.2. Рекомендация НГДУ по подбору оборудования и установления режима работы УШГН работающих с пониженными технико-технологическими показателями

 

3.2.1. Подбор ШГН по производительности и глубине спуска

 

Подбор ШГН определяется:

• выбором типоразмера насоса и параметров откачки с учетом группы посадки и напора ШГН;
• выбором глубины спуска ШГН, с учетом динамического уровня, кривизны ствола скважины, а также прочности колонны штанг;
• прочность колонны штанг задает предельную глубину спуска и определяется сопоставлением допускаемого и фактического приведенного напряжения в штангах;
• допускаемое приведенное напряжение в штангах[s_{пр доп}; МПа] определяется маркой стали и видом термической обработки материала штанг. Конкретные значения определяются по паспортным и справочным данным. Для промышленно выпускаемых отечественных штанг, значения s_{пр доп} находятся в пределах 60-170 МПа.
• фактического приведенного напряжения в штангах[s_пр ; МПа] определяется условным диаметром плунжера, диаметром и весом в жидкости насосных штанг, гидростатической нагрузкой столба жидкости в НКТ, конструкцией ствола скважины.

Приведенное напряжение в колонне штанг возрастает при  увеличении:

типопазмера насоса, глубины спуска штанг удельного веса и вязкости жидкости, устьевого давления, сил трения, длины хода и числа двойных ходов плунжера, снижении динамического уровня, при наличии гидратопарафиноотложений в НКТ, мехпримесей в насосе  непрямолинейности плунжерной пары. Наличие скребков-центраторов на штангах также приводит к увеличению приведенного напряжения в колонне штанг.

    Подбор оборудования  ШГН производится при каждом  ремонте скважины. Подбор типоразмера  ШГН рекомендуется производить  по производительности насоса соответствующей длине хода плунжера L=2,5м, с числом двойных ходов плунжера N=4-6 мин^-1.

       При  выборе режима откачки ШГН  предпочтение отдается максимальной  длине хода при минимальном  числе двойных ходов плунжера.

При эксплуатации ШГН  погружение под динамический уровень ( h погр) должно составлять для скважин с обводненностью более 50%- 350м ( из расчета обеспечения давления на приеме насоса Рпр=3,0 МПа), для скважин с обводненностью до 50% - 430 метров ( из расчета обеспечения давления на приеме насоса Рпр=3,5 МПа).

       Рекомендуемые  значения по глубине спуска  ШГН и конструкции колонны  штанг отечественного производства  приведены в таблице  6.1.

Таблица 7

 Рекомендуемые глубины  спуска ШГН

Тип ШГН	Область применения м3/сутки	Глубина  спуска, метр	Штанговая  колонна
			19 мм %	22 мм %
НСВ-29	менее 8	1500-1550-1600	70	30
НСВ-32	5-12	1400-1450-1500	70	30
НСВ-38	8-17	1300-1350-1400	65	35
НСВ(Н)-44	10-25	1200-1250-1300	60	40
НСН-57	свыше 20	950-1000-1050	45	55
		1100-1150-1200	¾	25-45 % 22-55 %

 

Применение НСН-57 –  ввиду не значительной допустимой глубины  спуска насоса, оправдано при условии  создания ограниченных значений депрессии  на пласт. В остальных случаях  приоритет способа эксплуатации ЭЦН.

       3.2.2. Подбор интервала размещения

 

Влияние кривизны ствола в ННС оказывает существенное влияние на долговечность работы УШГН. В интенсивно искривленных участках скважин происходит потеря устойчивости и ускоренный износ штанговых  колонн, вследствие дополнительных напряжений изгиба и вибрации, истирания муфт штанг и НКТ. Зенитный угол на участке подвески ШГН не должен превышать 40°, т.к. при невыполнении этого условия прекращается работа клапанов.

Оптимальным является размещение ШГН в интервале с интенсивностью набора кривизны не более 3 мин на 10м. При отсутствии прямолинейного участка выбирается участок с наименьшей кривизной в зоне рекомендуемых глубин спуска насоса.

В таблице 6.2.   приводятся значения допустимой кривизны для типоразмеров ШГН в зависимости от диаметров  ЭК, НКТ подъемника и хвостовика. Условием определения допустимой кривизны задается вписываемость без изгиба насоса и НКТ (9м над насосом + 9м под насосом) в интервал ЭК.

       При углах отклонения оси скважины от вертикали в месте установки насоса более 12° искривление ствола скважины не должно превышать 30 мин на 10 метров. Это ограничение вводится для предотвращения изгиба оси цилиндра насоса под собственным весом, т.к. из-за высокой гибкости корпуса насос при больших наклонах ( выше 12°), располагаясь на нижней образующей обсадной колонны, повторяет профиль скважины.

 

 

Таблица 8

Типо-размер ШГН	Габаритные размеры  ОСТ 26-16-06-86		Диаметр НКТ хвостовика, мм	Допустимая  кривизна ствола скважины, мин/10метров
	Диаметр, мм	Длина, мм
				Условный  диаметр ЭК,мм
				140	146	168
НВ-29;32	48,2	5850	73	14.0	16,9	27,5
			60	17,1	20,0	30,7
НВ-38;44	59,7	5900	73	11,2	14,0	24,6
			60	14,3	17,2	27,8
НН-44	70	5450	73	9,0	12,0	23,0
			60	12,3	15,3	26,3
Продолжение таблицы
НН-57	84	5550	73	5,5	8,4	19,3
			60	8,7	11,7	22,6