Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования и науки РФ

Федеральное государственное бюджетное учреждение

высшего профессионального образования

«Уфимский Государственный Нефтяной Технический Университет»

Кафедра «Разработки и эксплуатации нефтегазовых месторождений»

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

по курсу «Скважинная добыча нефти»

Анализ работы скважин, оборудованных ШСНУ на Тарасовском месторождении

Группа	ГР-10-01	Оценка	Дата	Подпись
Студент	Сергеев Е.А.
Консультант	Давлетов М.Ш.
Комиссия Председатель

УФА 2013

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

1 Условия эксплуатации скважин оборудованных ШСНУ

1.1 Коллекторские свойства основных продуктивных пластов

1.2 Состав и физико-химические свойства пластовых жидкостей и газа

2 Характеристика добывающего фонда скважин

3 Осложнения, возникающие при эксплуатации скважин оборудованных ШСНУ

4 Оценка влияния геолого-физических параметров пласта и технологических параметров работы ШСН на эффективность работы ШСНУ

5 Проверочный расчет и установление работы скважин ШСНУ

Заключение

Список использованной литературы

СПИСОК ОБОЗНАЧЕНИЙ И СОКРАЩЕНИЙ

ШСНУ - штанговые скважинные насосные установки;

УЭЦН - установки погружных электроцентробежных насосов;

АСПО - асфальтосмолопарафиновые отложения;

НКТ - насосно-компрессорные трубы;

СК - станок-качалка;

КПД - коэффициент полезного действия.

ВВЕДЕНИЕ

Одним из наиболее распространенных механизированных способов эксплуатации скважин является способ с использованием скважинного насоса с приводом, расположенным на поверхности.

Широкое распространение ШСНУ обусловлено, прежде всего, применением скважинного насоса объемного типа что обеспечивает:

· Возможность отбора пластовой жидкости при приемлемых энергетических затратах;

· Простоту обслуживания и ремонта в промысловых условиях;

· Малое влияние на работу установки физико-химических свойств жидкости.

Как показал опыт эксплуатации УЭЦН на Тарасовском месторождение широкое применение существующих типоразмеров данных установок неэффективно из - за ограниченного дебита скважин. При дебите 25 - 30 м³/сут динамический уровень составляет 1100 - 1300 м, что приводит к ненадёжной работе установки и выходу её из строя в результате частых срывов подачи. скважина коллекторский добывающий фонд

Однако эксплуатация скважин посредством ШСНУ вследствие высокого давления насыщения и высокого газосодержания вызывала значительные затруднения. Данную проблему попробовали решить применением большого количества различных типоразмеров ШСНУ, газосепараторов различных конструкций, в результате проблема была решена, однако возникла другая необходимость - необходимость оптимизации работы весьма разнообразного фонда ШСНУ. Данный курсовой проект посвящен решению вопросов по снижению затрат на добычу нефти, увеличению дебита, увеличению межремонтного периода - в общем оптимизации работы скважин оборудованных ШСНУ.[1]

1 УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН ОБОРУДОВАННЫХ ШСНУ

По административному положению месторождение находится на территории Пуровского района Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области. Ближайшими месторождениями являются: Комсомольское, Губкинское, Вынгахинское, Восточно-таркосалинское. В орогидрографическом отношении месторождение располагается в междуречье по берегам Пякопур и его левого притока. Пурпе, относится к бассейну реки Пур и являющихся основными водными артериями изучаемого района. Территория представляет собой полого-холмистую равнину с отметкой рельефа +30 м до +98.Наименьшие отметки приурочены к поймам рек Пякопур и Пурпе.

Ближайшими населенными пунктами являются: районный центр п. Тарко-Сале, расположенный в 45 км севернее месторождения, поселки Пурпе и город Губкинский соответственно в 40 и 45 км западнее и г.Ноябрьск в 180 км к юго-западу.

В орогидрографическом отношении Тарасовское месторождение располагается в междуречье рек Пякупур и Айваседопур, представляющем собой слегка всхолмленную, заболоченную, с многочисленными озерами равнину с абсолютными отметками рельефа от +33 до +80 м.

Сильная заболоченность района связана с наличием мощьного слоя мерзлоты, играющего роль водораздела и затрудняющего фильтрацию. Относительно большая глубина болот и, вследствие этого, позднее промерзание служит препятствием для движения сухопутного транспорта.

Климат района континентальный и характеризуется резкими колебаниями температур в течении года. Климат района резко континентальный с суровой продолжительной зимой и коротким, прохладным и дождливым летом. Самый холодный месяц январь, морозы достигают -55⁰С. Максимальная температура июля +37⁰С. Среднегодовая температура колеблется от -7.5⁰С до -8.5⁰С. Наибольшее количество осадков (до 75%) 375 мм выпадает с апреля по октябрь. Преобладающее направление ветров северное и северо-восточное - в теплый период, а в холодный - южное и юго-западное. Скорость ветра достигает 30 м/с, при средней скорости 4 м/с. Глубина промерзания грунта от 1.5 до 3.5 м. Средняя толщина снегового покрова достигает на водоразделах 0.8 м, а в пониженных участках рельефа -2 м.

Промышленная нефтеносность в пределах рассматриваемого месторождения связана с нижнемеловыми отложениями: валанжинский (БС₁₄, БС₁₂, ОБС₁₂, 2БС₁₁, БС₁₀, 1БС₁₀), готерив-барремский (С₈, ОБС₈, БС₇, БС₆, БС₄ , 2БС_З, 1БС_З, БС₂,Б₁, 0-1БС_О, АС₁₂, АС₁₁, АС₁₀) и апт-альбский ярусы (пласты-ПК₁₇, ПК₁₈, ПК_19-20, ПК₂₂).

По типу залежи относятся к пластово-сводовым, массивным, литологически и тектонически-экранированным. Значительная часть из них по всей площади подстилается водой, характеризуется сложным строением невыдержанных по площади и разрезу большинства продуктивных пластов и сложным распределением нефти и газа.

В тектоническом отношении Тарасовское месторождение находится в пределах юго-западной части Северного свода и приурочено к Пякупурскому куполовидному поднятию. Структура осложнена четырьмя куполовидными поднятиями.

Самой крупной на месторождении является нефтегазоводяная залежь пласта ПК_19-20.

Пласт ПК_19-20 приурочен к терригенным отложениям апт-альбского яруса нижнего мела, к нижней подсвите покурской свиты и представлен переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Песчаники серые, плохо отсортированные, слабо и среднесцементированные с включением мелких растительных остатков. Прослои глин, серых алевролитистых слабослюдистых с включением органических остатков и тонких слоев углей. Залежь пласта массивная, водоплавающая с газовой шапкой. Эффективные нефтенасыщенные толщины 12.4-24м. В пределах принятого ВНК залежь имеет размер 14.3х5.6км (ВНК -1636м), высота залежи -55 метров, абсолютная отметка ГНК - 1602м. Высота газовой залежи -23м, нефтяной -33м.

Добывающий фонд пласта ПК19-20 на 01.01.2002 года составил 576 скважины, из которых 479 скважины - действующие. Весь добывающий фонд скважин механизированный.

С начала разработки, на 01.01.2002г, из залежи добыто 132093.85 тыс.тонн нефти. Дебиты по нефти и по жидкости выше прогноза и составляют, соответственно, 17.61 т/сут., и 51 т/сут. Обводненность продукции составляет 79,76%, что на 15,14% ниже предусмотренной проектом.

1.1 Коллекторские свойства основных продуктивных пластов

В целом, пласт ПК_19-20 характеризуется очень высокими показателями неоднородности по разрезу. Показатели коэффициента вариации проницаемости 242,35%, проводимости 238,8%, что в 2-3 раза превышает аналогичные показатели по одновозрастным отложениям Тарасовского месторождений. Крайне высок показатель прерывистости пласта - 10,24. Средняя толщина горизонта составляет 29,3 метра, средняя эффективная толщина 13,2 метра, средняя песчанистость равна 0,45.

Геолого-физические данные основных объектов разработки Тарасовского месторождения представлены ниже в таблице 1.1.

Таблица 1.1 - Геолого-физические данные основных объектов разработки месторождения

Параметры	Пласты
	ПК19-20	2БС11	БС12
Средняя глубина залегания, м	1610	2573	2644
Абсолютная отметка ВНК, м	1636	2440	2508
Тип коллектора	терригенный	поровый	поровый
Тип залежи	пл-свод.	Пл-свод.	Пл-свод.
Площадь нефтегазоносности, т.м2	74030	19000	41937,5
Средняя нефтенасыщен. Толщина,м	14, 4	3,7	3,5
Пористость, доли ед.	0,27	0,18	0, 19
Проницаемость, мД	87	29	31
Средняя нефтенасыщенность, д.ед.	0, 68	0, 65	0, 65
Коэффициент песчанистости, д.ед.	0, 45	0,77	0, 59
Коэффициент расчлененности	18	2, 64	2, 73
Пластовая температура, град.С	55	84	80
Пластовое давление, мПа	16, 8	25, 8	25, 8
Вязкость нефти в пл.усл., спз	3, 68	1, 04	1, 04
Плотность нефти в пл.усл.,г/смЗ	0, 821	0, 834	0,8111
Плотность газа в пл.усл.,г/смЗ	0, 812	0, 738	0,721
Объемный коэф.нефти, доли ед.	1, 112	0,73	0,73
Содержание серы в нефти, %	0,51	0, 41	0, 41
Содержание парафина в нефти, %	1, 99	3,79	3,1
Давление нас. Нефти газом, МПа	11,9	11,7	11,7
Газосодержание нефти, м3/т	50, 9	67, 4	67, 4
Вязкость воды в пл.усл., мПа	0,5	0,5	0,5
Плотность воды в пл.усл., г/см3	1, 001	1, 007	1,003

1.2 Состав и физико-химические свойства пластовых жидкостей и газа

Свойства пластовой нефти залежи ПК_19-20 являются типичными для Тарасовского месторождения. Давление насыщения по залежи изменяется незначительно и в среднем составляет 10 МПа. Газосодержание высокое (90 м³/т). Компонентный состав пластовой нефти горизонта БВ₈ определен по результатам исследований нефти из скважины №28. Мольная доля метана в нефти составляет 27%, пропан превалирует над этаном. Нефть характеризуется высоким соотношением нормальных бутанов и пентана к их изомерам. Молекулярная масса пластовой нефти равна 120. Количество легких углеводородов разгазированной нефти составляет 16%. Нефтяной газ имеет молекулярную массу 27,7.

Физические свойства нефтей приведены в таблице 1.2

Таблица 1.2 - Физические свойства пластовой нефти Тарасовского месторождения

Наименование	ПК19	ПК19-20	ПК20
Пластовое давление, МПа	17,8	17,1	17,1
Пластовая температура, С	56	56	56
Давление насыщения, МПа	12,4	12,4	12,5
Газосодержание, м3/т	62	56	52
Газовый фактор при условной сепарации, м3/т	58	53	52
Объёмный коэффициент	1,156	1,124	1,116
Плотность нефти, кг/м3	806	825	832
Объёмный коэффициент при условной сепарации	1,135	1,116	1,110
Вязкость нефти, мПа*сек	2,87	3,24	3,44
Коэффициент упругости, 1/мПа*10	16,1	12,5	12,0
Плотность нефти при условной сепарации, кг/м3	878	884	886

2 ХАРАКТЕРИСТИКА ДОБЫВАЮЩЕГО ФОНДА СКВАЖИН

Разбуривание площади продолжается и на сегодня пробуренный фонд насчитывает 487 скважин, из них 46 - ликвидировано, в добыче нефти используется 383 скважин, в нагнетании - 202 скважины, остальные используются как водозаборные, контрольные и находятся в консервации. Полностью структура фонда скважин Тарасовского месторождения показана в таблице 2.1. В целом технологические показатели разработки площади являются удовлетворительными по сравнению с аналогичными площадями Ромашкинского месторождения.

Таблица 2.1 - Фонд скважин Тарасовского месторождения

	Год
	2000	2001	2002	2003
Эксплуатационный фонд	348	362	377	383
Действующий фонд	332	338	360	346
Фонтан	0	0	0	0
УЭЦН	114	126	146	127
ШСНУ	218	212	214	219
Бездействующий фонд	16	23	17	37
Дающие тех. Воду	6	6	8	10
В консервации	10	17	9	27
Контрольные	41	38	44	44
Наблюдательные	1	2	3	3
Пьезометрические	40	36	41	41
Ликвидированные	45	49	46	46
После эксплуатации	18	16	19	19
Из бурения	27	33	27	27
В ожидании ликвидации	4	3	3	3
Гидрогеологические	4	4	4	4
Экологические	1	1	1	1
Фонд всего	443	457	474	481
Передано в ППД	191	195	202	208

На рисунке 2.1 показано процентное отношение способов эксплуатации скважин, большую часть действующего фонда составляют скважины, оборудованные ШСНУ - 219 скв., оборудованные ЭЦН - 127 скв., в бездействии - 33 скважины.

Рисунок 2.1 - Распределение фонда скважин по типам оборудования

На рисунке 2.2 показано что 94 скважины, оборудованных ШСНУ эксплуатируется с дебитом менее 5м³/сут, 59 скв., с дебитом от 5 до 10 м³/сут, и 56 скв., с дебитом от 10 до 20 м³/сут. Из всего фонда скважин, оборудованных ШСНУ, более половины (116 скв.) имеют обводненность более 70% (рисунок 2.3). На рисунке 2.4 и 2.5 показано структура фонда скважин, охватывающая месторождения показывает, что более 90 % скважин эксплуатируются механизированным способом. Из них 62 % составляют установки штанговых глубинных насосов, добыча по которым в сутки составляет по жидкости 13 %, а по нефти - около 24 % от всей добычи. Приведенные данные показывают, что даже незначительные изменения показателей эксплуатации скважин штанговыми насосами могут существенно повлиять на уровень добычи нефти и эффективность деятельности в ту или иную сторону в целом по объединению.

Рисунок 2.2. Распределение фонда скважин, эксплуатируемых ШСНУ площади по дебитам

Рисунок 2.3 -. Распределение фонда скважин по обводненности



Рисунок 2.4 -Показатели эксплуатации скважин с применением ШСНУ

I - фонд скважин с ШСНУ, %; II - доля ШСНУ в добыче нефти, %; III - доля ШСНУ в добыче жидкости, %

Рисунок 2.5 - Динамика показателей эксплуатации ШСНУ

Доля скважин Тарасовского месторождения, эксплуатируемым штанговыми скважинными насосными установками, составляет более 60 %. Доля их использования в процессе добычи нефти с каждым годом увеличивается. Добыча нефти с помощью этого способа составляет от 20 % и более. Основным элементом установки является глубинный штанговый плунжерный насос. От надежности этого узла зависит экономическая эффективность разработки месторождения. Поэтому повышение работоспособности скважинных плунжерных насосов является основной задачей для снижения себестоимости добываемой нефти

3 ОСЛОЖНЕНИЯ, ВОЗНИКАЮЩИЕ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН ОБОРУДОВАННЫХ ШСНУ

В настоящее время установками штанговых глубинных насосов эксплуатируются скважины либо малодебитные, либо сильно обводнившиеся. Несмотря на значительную долю скважин, оборудованных ШСНУ, в общем количестве скважин, добыча нефти не превышает 15 добываемой цехом. Учитывая, что сильно обводнившиеся скважины выводят из эксплуатации, а малодебитные переводят в другую категорию посредством применения ГРП, то количество таких скважин постепенно уменьшается. Но тем не менее данный способ эксплуатации в связи с действующим ныне законодательством и общей тенденцией в мире к увеличению добычи нефти из низкодебитных скважин безусловно будет развиваться и дальше.[2]

Рассмотрим компоновку и предпочтение маркам ШСНУ применяемых на месторождение.

Оборудование ШСНУ включает в себя подземную и наземную часть

К подземному оборудованию относятся:

а) насосно-компрессорные трубы (НКТ), являющиеся каналом, по которому добываемая жидкость поступает от насоса на дневную поверхность;

б) глубинный насос, предназначенный для откачивания из скважины жидкости, обводненной до 99% с температурой не более 130С;

в) штанги - предназначены для передачи возвратно-поступательного движения плунжеру глубинного насоса от станка - качалки и является своеобразным штоком поршневого насоса;

К наземному оборудованию относятся:

а) привод (станок-качалка) - является индивидуальным приводом штангового глубинного насоса, спускаемого в скважину и связанного с приводом гибкой механической связью - колонной штанг;

б) устьевая арматура с сальниками полированного штока предназначена для уплотнения штока и герметизации устья скважины.

На рисунке 3.1 представлена общая схема установки штангового скважинного насоса.

Видно что применяемое оборудование отличается большим разнообразием, это объясняется наличием серьезных проблем в эксплуатации скважин в НГДУ “Тарасовскнефть” посредством ШСНУ.

1 - фильтр; 2 - скважинный насос; 3 - насосно-компрессорные трубы; 4 - насосные штанги; 5 - тройник; 6 - устьевой сальник; 7 - сальниковый шток; 8 - стойка СК; 9 - траверсы канатной подвески; 10 - головка балансира; 11 - фундамент; 12 - канатная подвеска; 13 - балансир; 14 - шатун; 15 -кривошип; 16 - редуктор; 17 - ведомый шкив; 18 - клиноременная передача; 19 - электродвигатель; 20 - противовес; 21 - рама; 22 - ручной тормоз; 23 - салазка электродвигателя.

Рисунок 3.1 - Общая схема установки штангового скважинного насоса

Невставной насос прост по конструкции. Цилиндр невставного насоса крепится непосредственно на колонне НКТ, обычно в нижней ее части. Ниже цилиндра находится замковая опора, в которой запирается всасывающий клапан. После спуска в скважину цилиндра и замковой опоры начинается спуск плунжера на колонне штанг. Когда в скважину спущено то количество штанг, которое необходимо для захода плунжера в цилиндр и посадки всасывающего клапана на замковую опору, производится окончательная подгонка высоты подвески плунжера. Всасывающий клапан опускается в скважину, закрепленный на нижнем конце плунжера с помощью захватного штока. Когда всасывающий клапан приводит в действие замковую опору , последняя запирает его с помощью механического замка или фрикционных манжет. Затем плунжер освобождается от всасывающего клапана путем вращения штанговой колонны против часовой стрелки. После этого компановка плунжера приподнимается от всасывающего клапана на высоту, необходимую для свободного хода плунжера вниз плюс приблизительно 30см погрешности на инерционное увеличение длины хода плунжера. Окончательная подгонка осуществляется с помощью зажима на полированном штоке.

Основное достоинство вставных насосов - всю насосную установку можно поднять на штангах без необходимости подъема НКТ. Есть три типа вставных насосов: насос вставной с подвижным цилиндром и замком внизу (AHИ, RWT и RHT), вставной с неподвижным цилиндром и замком внизу (АНИ, RWB и RHB), и с неподвижным цилиндром и замком наверху (АНИ, RWA и RHA).

После выбора типа вставного насоса, в скважину опускается замковая опора на или рядом с последней НКТ. В зависимости от условий в скважине и предпочтения компании в скважину опускается механический нижний замок или нижний замок манжетного типа, если насос с замком внизу, либо механический верхний замок или верхний замок манжетного типа, если насос с замком наверху. Затем в скважину на колонне штанг опускается вся насосная установка с узлом посадки на замковую опору. После фиксации насоса на замковой опоре подгоняют высоту подвески плунжера так, чтобы он находился как можно ближе к нижнему основанию цилиндра. В скважинах с большим содержанием газа желательно выполнить подвеску так, чтобы подвижный узел насоса почти касался нижнего основания цилиндра, т.е. довести до минимума расстояние между всасывающим и нагнетательным клапаном при ходе плунжера вниз. Вставной насос работает по тому же принципу, что и невставной.

В большинстве скважин в цеху с ШСНУ предпочтение отдается вставным насосам еще и по следующей причине: для насосов, эксплуатирующихся в искривленных скважинах, характерным является возникновение дополнительной силы сопротивления движению плунжера, зависящей от радиуса искривления оси цилиндра насоса, величины зазора между плунжером и цилиндром, разнице их жесткостей. В результате исследований установлено, что более интенсивный рост силы трения в паре плунжер - цилиндр с изменением угла изгиба характерен для насосов невставного типа, поэтому для наклонно - направленных скважин предпочтительно применение насосов вставного типа.

Как показала промысловая практика, одним из способов увеличения эффективности работы ШСНУ является совместное использование длинноходовых насосов и компоновки.

Проведенный анализ причины низкой эффективности эксплуатации ШСНУ в процессах откачки жидкости с твердыми фракциями, песком и бурового раствора на скважинах Тарасовского месторождения, показывает актуальность применения дополнительного оборудования.

К проблемам эксплуатации скважин штанговыми установками, в продукции которых находятся твердые осадки, песок и буровой раствор относят:

-забивание приемной и нагнетательной ступеней штанговой установки фильтратом бурового раствора в процессе освоения после бурения;

-возникновение повышенных сил трения между плунжером и цилиндром при попадании в зазор песка, вследствие чего - частичное снижение интервала движения плунжера, износ контактирующих поверхностей оборудования и повышенные утечки жидкости;

-оседание всего объема твердых осадков и песка на плунжер насоса во время остановок скважин, что приводит к частичному или полному клину плунжера в цилиндре насоса и прихвату штанг в трубах;

-необходимость использования штанговых протекторов и штанговращателей, которые не гарантируют полную ликвидацию вышеперечисленных проблем;

-повышенное изгибающее напряжение на резьбовые соединения штанговых муфт, вызванное кривизной ствола скважины, что значительно снижает прочность соединительных муфт и приводит к обрыву колонны насосных штанг.

В таблице 3.1 представлено количество подземных ремонтов скважин по причине отказов ШСНУ.

Как видно из таблицы 3.1, основными причинами отказов работы ШСНУ являются обрыв штанг - 114 ремонтов за 2000-2003гг., негерметичность клапанов - 45 ремонтов, отворот штанг - 38 ремонт, отложения АСПО - 35 ремонтов.

1) Обрыв штанг - разрушение колонны штанг происходит, либо при разрыве тела штанги, либо при разрушении резьбовых соединений.

Обрывы штанг происходят вследствие усталости металла, в результате переменных нагрузок, концентраций напряжений, коррозионности среды. Усталостное разрушение штанг обычно начинается с поверхности образованием микротрещины. Поверхность излома имеет характерный вид: она состоит из двух зон - мелкозернистой и крупнозернистой. Усталостное разрушение штанг ускоряется переменными нагрузками, концентрацией напряжений и воздействием коррозионной среды, поэтому выбор допускаемых напряжений для штанг представляет собой важную задачу.

На возникновение обрывов штанг влияют отложения АСПО на стенках НКТ, неправильная подгонка подвески.

Таблица 3.1 - ПРС по причине отказов ШСНУ

№ п/п	Причины выхода из строя ШСНУ	Кол-во
1	Забита система клапанов ШСН	6
2	Заклинивание плунжеpа шсн	23
3	Засорение клапанов	3
4	Изнoc оборудования	23
5	Коррозионное отверстие в НКТ	5
6	Нaличиe вoдoнeфтянoй эмульcии	13
7	Нaличие вязкой нефти	1
8	Нeгерметичность НКТ	27
9	Нeгерметичность клапанов	45
10	Нeгерметичность экспл. колонны	1
11	Обpыв HКТ	4
12	Обpыв штaнг	114
13	Отвopoт HКТ	1
14	Отвopoт штанг	38
15	Отложение АСПО	35
16	Отсутствие подачи	3
17	Пpoчие отлoжeния нa пpиeмe нacоса	13
18	Сpыв насоса из замковой опоры	6
19	Тpeщинa в тeлe HКТ	6
20	Прочие причины	10
	Всего	377

2) Утечки в НКТ - пропуски по телу труб, по резьбовым соединениям.

Возникают при коррозионном разрушении стенок НКТ, некачественном заворачивании труб при ремонте скважин.

На возникновение утечек на стенках НКТ влияют воздействие коррозионных сред, повышенное напряжение в резьбовых соединениях из-за нарушения их геометрических параметров.

3) Засорение и заклинивание плунжера - отложение в цилиндре насоса АСПО, песко, мех. примесей и других твердых предметов.

Возникает вследствие выпадения из продукции скважин АСПО, высокого проявления песка в скважине и т.д.

4) Износ плунжера - увеличение зазора между цилиндром и плунжером.

Возникает в следствии длительного цикла эксплуатации штангового насоса.

Проведенный анализ показывает, что основная доля отказов приходится на насосы и штанги, очевидно, что для заметного повышения наработки на отказ ШСНУ в целом, именно этим звеньям должно быть уделено особое внимание.

Переменная нагрузка на штанги вызывает усталость, приводящую к внезапному обрыву. При расчете штанг принимается, что напряжения растяжения (сжатия) по поперечному сечению штанг одинаковы в любых точках сечения. В действительности в некоторых точках сечения оно меньше, чем расчетное. В этих точках штанги с течением времени происходит микроскопический сдвиг частиц металла и постепенно образуется трещина, являющаяся концентратором напряжения. Концентрация напряжений развивает трещину, вследствие чего через некоторый момент времени происходит обрыв.

Усталостные трещины образуются также по следующим причинам.

1. Наличие на поверхности штанг механических повреждений от ударов металлическими предметами. На дне риски создается концентрация напряжения и развивается трещина.

2. Появление перенапряжений в поверхностном слое металла, возникших вследствие изгиба штанги при ее транспортировке или спуско-подъемных операциях.

Из-за усталости металла происходит почти 100 % всех обрывов. Промысловые наблюдения показали, что более 50 % обрывов штанг происходит по резьбе. На обрывы в резьбе также влияет крутящий момент, прилагаемый при затяжке резьбы во время спуска штанг в скважину. Оптимальный крутящий момент для штанг диаметрами 16, 19, 22 и 25 мм равен соответственно 0,3; 0,5; 0,7 и 1,05 кН*м. На усталостную прочность большое влияние оказывает также рабочая среда, то есть свойства откачиваемых жидкости и газа. Особенно сильное (коррозионное) воздействие оказывает водный раствор сероводорода. Исследуя усталостную прочность материалов штанг в условиях агрессивной среды, установлена причина снижения предела усталости. Причина этого явления в том, что находящиеся в жидкости поверхностно-активные вещества адсорбируются на поверхности металла, в том числе и в мельчайших трещинах, и при переменной нагрузке на штанги не дают возможности силам сцепления между частицами металла сомкнуть цепь. В результате концентрация напряжений в трещинах увеличивается, и трещины быстро развиваются. Поэтому при расчете штанг необходимо учитывать коррозионный предел усталости.

Причина преждевременного выхода штанг из строя - износ муфт. В искривленных скважинах штанговые муфты истираются о насосные трубы, бывают случаи истирания насосных труб. В таких случаях следует применять закаленные шлифованные штанговые муфты, имеющие меньший коэффициент трения, или устанавливать скребки-завихрители, закаленные ТВЧ. Скребки соприкасаются с насосной трубой большей поверхностью, уменьшается удельное давление на трубу и скребок изнашивается медленнее, чем штанговая муфта. В местах резкого искривления скважин на насосных штангах ставят роликовые фонари.

Что касается штанговых колонн, то здесь два основных направления снижения отказов: своевременная замена отработавших установленный ресурс (свыше 26 млн. циклов), и использование штанг с прочностными характеристиками, соответствующими фактическим нагрузкам, при которых надежно работают штанговые колонны. При правильном выборе группы прочности и компоновки колонны, наработка на отказ может быть увеличена примерно в 2,0...2,5 раза. Проблема повышения наработки на отказ штанговых насосов сложнее и связана с конструкцией насоса. Опыт работы с серийными насосами показывает, что основными причинами выхода их из строя, являются частые отказы уплотнительных узлов - пары "плунжер-цилиндр" и клапанной пары.

В последние годы в осложненных условиях эксплуатации скважин, вследствие увеличения количества ремонтов широкое развитие получили работы по применению дополнительного оборудования для скважин оборудованных ШСНУ. В зависимости от видов осложнений существуют различные типы дополнительного оборудования.

Глубинный дозатор предназначен для равномерной подачи химических реагентов (ингибиторов, коррозии, парафиноотложения, солеотложения, деэмульгаторов) на прием глубинного насоса в течение длительного времени. Химический реагент располагается в колонне НКТ ниже дозатора.

Скребок-центратор предназначен для очистки от парафина обсадных труб и самих насосных штанг. Труба очищается дважды за один проход штанги и не требует промывки скважины горячей нефтью или химико-термической обработки. Высокая эффективность очистки от парафина металлических поверхностей достигается при определенном и строго поступательном угле наклона режущих кромок скребка, при его возвратно-поступательном и вращательном движении. Косые пазы, выполненные по периметру рабочей поверхности скребка, обеспечивают хороший приток жидкости. Скребок-центратор имеет двойной эффект, так как при работе дополнительно центрует внутренние стенки систем труб, штанг и соединительных муфт, предохраняя их от преждевременного износа.

Скребки-центраторы в зависимости от размеров труб и штанг могут быть нескольких типоразмеров:

· Наружного диаметра 56 мм;

· Внутреннего диаметра 20, 23, 26 мм.

Штанговращатель предназначен для периодического поворота штанг в штангонасосной арматуре во время их возвратно-поступательного движения, обеспечивающего очистку НКТ (насосно-компрессорной трубы) от парафина скребками, расположенными на штангах.

Действие штанговращателя осуществляется за счет возвратно-поступательного движения канатной подвески при соединении рычага штанговращателя канатом (диаметром 6-8мм) с рамой станка-качалки. Техническая характеристика штанговращателя типа ШВЛ-10: грузоподъемность - 100 кН, диаметр закрепляемого штока - 31мм, угол поворота за одно качание - 1°10', рабочее число оборотов при 6 качаниях в минуту - 0,022, габаритные размеры: длина -378мм, ширина - 279мм, высота - 423мм, масса - 30кг. Для надежной работы штанговращателя необходимо при монтаже обеспечить такое натяжение каната, соединяющего рычаг штанговращателя с рамой станка-качалки, чтобы за один ход устьевого штока храповое колесо штанговращателя поворачивалось на один зуб, храповик, червячную пару и упорный подшипник в процессе эксплуатации необходимо периодически смазывать (раз в 10 дней) рекомендуемой в инструкции по эксплуатации смазкой.

Для контроля работы подземного оборудования, ШСНУ оборудуются средствами наземного контроля оборудования (динамографы, датчики давления и т.д.).

В современных условиях дальнейшая эксплуатация ШСНУ без применения дополнительного оборудования не представляется возможным. Осложнений, возникающие на фонде скважин заставляют применять всё новые виды дополнительного оборудования, с целью бесперебойной эксплуатации ШСНУ.

Работа установок скважинных штанговых насосов на Тарасовском месторождении осложняется рядом факторов зависящих как от горно-геологических условий месторождений, так и условий, возникающих в процессе разработки месторождений.

1) Одним из таких факторов является проблема АСПО, которая существует при эксплуатации терригенных отложений верхнего девона. Пластовая температура для девонских отложений колеблется в пределах от 29 до 34С. Глубине начала отложений парафина на поздней стадии разработки соответствует диапазон температуры 26 -- 30С и давления 6-9 МПа. Увеличение обводненности добываемой продукции обуславливает повышение содержания смол и асфальтенов в составе отложений, при этом происходит ослабление эффекта срыва отложений со стенок НКТ 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;

- снижение динамического уровня в скважине (при этом уменьшается отвод тепла от НКТ, поскольку теплопроводность газа в затрубном пространстве намного ниже, чем жидкости);

- увеличение глубины погружения насоса (увеличивает температуру на приеме насоса);

- применение дозируемой подачи на прием скважинного насоса химических реагентов, подбираемых с учетом состава АСПО, свойств продукции и режимов эксплуатации скважины.

2) В скважинах с высоковязкой продукцией при работе насосной установки на штанги действует дополнительно гидродинамическая нагрузка, величину которой необходимо учитывать при определении величин максимальной и минимальной нагрузок в точке подвеса штанг путем прибавления к величине максимальной нагрузки при расчетах.

Как видно из анализа применения дополнительного оборудования для борьбы с АСПО, происходит значительное увеличение межремонтного периода, снизились затраты на ПРС, при неизменной добыче. Осложненный фонд на 100% защищен различными средствами борьбы с АСПО. На промыслах ведется строгий контроль за работой скважин осложненного фонда. Своевременно выполняется диннамограмма глубинно-насосного оборудования и по ней судят об исправностях и неполадках в работе глубинно-насосного оборудования.

Для защиты подземного оборудования от АСПО на скважинах оборудованных скребками-центраторами необходимо установить длину хода полированного штока не менее 1,6 м, при этом число качаний головки балансира уменьшится, что приведет к меньшему износу глубинно-насосного оборудования.

4 ОЦЕНКА ВЛИЯНИЯ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ ПЛАСТА И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ РАБОТЫ ШСН НА ЭФФЕКТИВНОСТЬ РАБОТЫ ШСНУ

К нормальным условиям относятся практически вертикальные скважины с небольшим газовым фактором и без заметного вредного воздействия газа на работу погружных насосов любых типов, без пескопроявлений, дающие нефть средней вязкости, без активной коррозии подземного оборудования, без существенных отложений неорганических солей и парафина.

При наличии же одного или нескольких из перечисленных факторов, усложняющих эксплуатацию, скважина переходит в другую, соответствующую усложненному фактору категорию: в наклонно направленные (горизонтальные), пескопроявляющие, с газопроявлениями, склонные к солеотложениям и т.д.

Применительно к горно-геологическим и технологическим условиям объектов разработки проведен анализ причин технологического и технического порядка, оказавших влияние на показатели эксплуатации скважин. Почти во всех скважинах фактическая производительность глубинно-насосных установок ниже расчетной, что обусловлено:

• упругим удлинением и сокращением штанг и труб;

• недостаточным заполнением жидкостью цилиндра насоса;

• утечкой жидкости через клапаны насоса и неплотности в НКТ.

В условиях эксплуатации скважин с различными осложнениями, например механическими примесями, увеличивается износ плунжерной пары, что ведет к росту утечек. Обводнение вызывает повышение вязкости эмульсии, что сказывается на коэффициенте наполнения и подаче насоса.

Для оценки значений снижения производительности скважин, вызванного утечками, скважины были разбиты на две группы: работающие с полным заполнением цилиндра (коэффициент подачи более 0,6; работающие с неполным заполнением цилиндра (коэффициент подачи менее 0,6).

В процессе разработки нефтяного месторождения изменяются пластовое давление, дебит скважин, обводненность продукции, коррозионные условия среды, свойства смеси и т.д. В широких пределах изменяются 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.

Эти факторы (каждый в отдельности и все вместе) влияют на показатели работы ШСНУ, определяя оптимальный режим ее работы.

При эксплуатации установки штангового глубинного насоса наиболее слабым звеном, является колонна штанг, условия работы которой характеризуются разнообразием факторов как технического, так и технологического порядка. Исследования показали, что обрывы насосных штанг происходят в основном из-за усталости металла. Процесс усталостного разрушения заключается в возникновении и распространении по металлу усталостных трещин в местах концентрации напряжений. Наличие последних связано с дефектами физико-химического и механического происхождения.

Насосные штанги на промыслах Тарасовского месторождения эксплуатируются в скважинах с обводненной нефтью. Присутствие сероводорода и высокая минерализация пластовых вод характеризуют среду как коррозионно-агрессивную.

Дефекты механического происхождения связаны с некачественным изготовлением штанг в заводских условиях, их транспортировкой и складированием. В местах таких дефектов напряжения могут достигать значений, при которых деформация будет иметь остаточный характер, а цикличность напряжений будет приводить к возникновению усталостной трещины. С развитием трещины сечение штанги уменьшается, а напряжения в нем растут, пока не достигнут предела усталости металла. После этого разрушение происходит без увеличения нагрузки одновременно по всему сечению. Процесс ускоряется за счет напряженного режима работы ШСНУ: нагрузок, ударов, изгибов, трения.

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.) нагрузки.

Наиболее опасными будут импульсы, возникающие с интервалами, равными частоте свободных колебаний. Поскольку свободное колебание в каждом случае характеризуется постоянными параметрами, единственным фактором, вызывающим синхронность или асинхронность колебаний, является число качаний головки балансира. Поэтому иногда достаточно увеличить или уменьшить число качаний только на единицу, чтобы уменьшить нагрузку на колонну и снизить аварийность.

Интенсивность колебаний зависит от состава и свойств поднимаемой жидкости: газированная жидкость создает импульс, вызывающий колебание штанг только один раз за цикл - в момент приложения нагрузки. Снятие нагрузки идет постепенно и не возбуждает дополнительных колебаний.

Следовательно, на приеме насоса следует поддерживать давление, при котором будет выделяться максимально возможное количество газа, обеспечивающее снижение импульса, создающее подъем жидкости и не снижающее коэффициент подачи.

Для осложненных условий эксплуатации дополнительно подбирают газовые и песочные якоря или другие специальные приспособления (штанговращатели, дозирующие устройства и т.д.).

Необходимое давление на приеме насоса зависит в первую очередь от содержания свободного газа в потоке откачиваемой газожидкостной смеси. Если свободного газа в откачиваемой смеси мало, что наблюдается, например, при высокой (свыше 80 %) обводненности жидкости или низком газовом факторе, то необходимое давление на приеме насоса обусловлено гидравлическими потерями во всасывающем клапане.

При значительном содержании свободного газа в откачиваемой смеси оказывается весьма сложно заранее обосновать оптимальное давление на приеме насоса. На основании опыта эксплуатации ШСНУ в различных условиях оптимальное давление на приеме насоса составляет 2,0 - 2,5 МПа.

При выборе типа и размера насоса учитывают состав откачиваемой жидкости (наличие песка, газа и воды) и ее свойства, дебит скважины и высоту подъема жидкости.

Если по условиям эксплуатации возможно применение как вставных, так и невставных насосов, то первые предпочтительно использовать при больших глубинах спуска и необходимости часто извлекать насосы из скважины. Однако вставные насосы спускают на колонне труб большего диаметра, чем невставные, что требует больших капитальных затрат и амортизационных отчислений.

Наиболее значащими и усложняющими эксплуатацию ШСНУ факторами являются: большая кривизна ствола скважины, высокая вязкость откачиваемой жидкости (нефтегазоводяной смеси), наличие песка, образование отложений неорганических солей и парафина, вредное влияние попутного газа на работу штангового глубинного насоса.

В целях сохранения земельных и лесных угодий, а также из-за заболоченного и высокого уровня вод в период паводка и ряда других причин, затрудняющих эксплуатацию скважин, часто добывающие скважины располагают кустовым способом. В некоторых нефтедобывающих районах фонд наклонно направленных скважин составляет около 90 %.

При этом обеспечиваются не только благоприятные условия обслуживания скважин, но и существенно снижаются затраты на разбуривание и сооружение промысловых коммуникаций. Однако эксплуатация наклонных скважин сопряжена с рядом осложнений, одними из которых являются высокая вязкость нефти ряда залежей и образование высоковязких водонефтяных эмульсий.

К высоко вязким нефтям согласно относятся нефти, вязкость которых в пластовых условиях превышает 30 мПа-с. Отмечается, что за пределами этой вязкости происходят осложнения при добыче нефти. Высоковязкие нефти подразделены на три группы. Первую группу составляют нефти вязкостью 30 - 100 мПа*с, вторую - 100 - 500 мПа*с и третью - свыше 500 мПа*с. Однако нефти ряда месторождений характеризуются достаточно высокой вязкостью или добыча нефти сопровождается образованием высоковязких эмульсий.

В настоящее время проблему подъема высоковязкой жидкости с помощью ШСНУ решают несколькими путями. Один из них - снижение вязкости жидкости в пласте, эксплуатационной колонне или в насосно-компрессорных трубах. Применяемые способы различны по техническому оформлению и могут быть разделены на две группы: подача в скважину химических реагентов - деэмульгаторов и растворителей и нагрев жидкости перед входом в насос.

Теоретические и практические аспекты применения деэмульгаторов рассмотрены в работах ряда авторов Подача деэмульгаторов в скважину применяется довольно эффективно в практике добычи нефти. Для этой цели сконструирована целая серия дозаторов. Авторы указывают, что наиболее эффективной является подача химреагента непосредственно на прием штангового насоса.

Получили распространение способы, состоящие в механическом воздействии на структуру жидкости или нефти с целью ее разрушения.

Скважинные нагреватели применяли давно. Промышленность освоила специальный комплекс оборудования для прогрева скважин 1УС-1500.

Основным узлом комплекса является электронагреватель ТЭН - трехфазная печь сопротивления, состоящая из U-образных или прямых трубчатых нагревательных элементов и опускаемая в освобожденную от оборудования скважину на кабель-канате, где и выдерживается в течение определенного времени. Мощность нагревателя до 88 кВт, температура нагрева до 125 °С.

Разработан нагреватель для спуска в затрубное пространство диаметром 20 мм, мощностью 9,45 кВт, температурой нагрева до 125 °С и допустимым рабочим давлением среды 15 МПа.

Анализ отечественной и зарубежной техники и технологии для добычи вязких нефтей и водонефтяных эмульсий позволяет констатировать следующее:

Вязкие нефти и водонефтяные эмульсии многих нефтяных месторождений относятся к неньютоновским жидкостям, эффективная вязкость которых зависит от обводненности откачиваемой жидкости и режима их движения в трубах.

Технологические приемы, применяемые на ряде месторождений страны, в том числе Тарасовском месторождении не являются радикальными. Они сводятся в основном к уменьшению числа ходов полированного штока, увеличению длины хода и росту диаметров насосов, труб и штанг.

Между тем на данном месторождении и других нефтяных регионах получили применение технологии и техника, которые существенно улучшают показатели эксплуатации скважин при добыче высоковязких нефтей и водонефтяных эмульсий с помощью ШСНУ.[2]

5 ПРОВЕРОЧНЫЙ РАСЧЕТ И УСТАНОВЛЕНИЕ РЕЖИМА РАБОТЫ СКВАЖИН ШСНУ

Определить по данным исследования таблицы 5.1 режим работы скважины оборудованной ШСНУ и подобрать оборудование, а также определить мощность и подобрать электродвигатель при следующих исходных данных по скважине.[3]

Таблица 5.1 - Параметры работы скважины

№ скв.	Глубина спуска L, м	Дебит жидкости, Q, т/сут	Плотность нефти, сн, кг/м3	Плотность пластовой воды св, кг/м3	Обводненность продукции, %
233	1080	22	830	1030	54
172	1075	20	875	1030	61
215	1075	21	840	1025	60
199	1010	20	830	990	55
178	1060	25	840	1025	57

Решение.

Выполним расчет для скв.233.

1. Определяем плотность смеси:

с_cм = с_в*П_в + с_н*П_н= 1030*0,54 + 830*0,46 = 937 кг/м³_,

где п_н - доля нефти в продукции скважины,

п_н = 1 - п_в= 1 - 0,54 = 0,46

2. Переводим дебит из т/сут в м³/сут

Q=Q*10³/ссм=22,3*10³/937= 23,5 м³/сут

3. По диаграмме Адонина [4] выбираем тип станка-качалки и диаметр насоса в зависимости от планируемого дебита и глубины спуска насоса. Для наших условий нас устраивает 5СК-4-2Д-1600 с диаметром насоса 32 мм, где 5 - модификация СК; 4 - наибольшая допускаемая нагрузка на головку балансира в тоннах или 40 кН; 2,1 - максимальная длина хода сальникового штока в м; 1600 - наибольший допускаемый крутящий момент на ведомом валу редуктора в кгс*м или 16кН*м.

4. Проводим выбор насоса по таблице в зависимости от глубины спуска насоса и планируемого дебита. Для наших условий подходит насос НСН2 с предельной глубиной спуска 1200 м. Выписываем техническую характеристику насоса:

- вязкость жидкости до 25 мПа*с;

- объемное содержание механических примесей не более 0,05 %;

- условный размер насоса 32 мм;

- идеальная подача при п = 10 мин^-1 35 м³/сут;

- максимальная длина хода плунжера 3 м;

- максимальная высота подъема жидкости 1200 м

- условный диаметр НКТ - 48 мм.

5. Проводим выбор штанг по таблице в зависимости от диаметра насоса и глубины спуска. Для наших условий рекомендуется одноступенчатая колонна штанг диаметром 19 мм с предельной глубиной спуска 1170м изготовленных из углеродистой стали нормализованной при [Q_пр] = 70МПа.

Вес 1 метра штанг диаметра 19 мм по таблице соответственно:

q₁₉ = 23,0535 Н

6. С целью создания статического режима откачки и уменьшения нагрузки на головку балансира принимаем длину хода сальникового штока равную максимальной для данного СК S = 2,1 м.

7. Определяем необходимое число качаний:

n=Q/(1440*F*S*a)=23,5/(1440*0,000804*2,1*0,75)=13,

где а - коэффициент подачи насоса, находится в пределах 0,7-0,8, принимаем а = 0,75;

F_пл - площадь сечения плунжера,

F_пл =п*d²/4= 3.14*0,032²/4 = 0,000804 м²

8. Определяем максимальную нагрузку на головку балансира:

Вес столба жидкости в НКТ:

р_ж = F_пл*L*Р_см*g= 0,000804*1080*937*9,81 = 7982 Н;

Вес колонны насосных штанг:

Р_ш = q₁₉*L= 23,0535*1080 = 24900 Н;

Коэффициент потери веса штанг в жидкости:

b=(Р_ш-Р_см)/Р_ш=(7850-937)/7850=0,88;

Коэффициент динамичности:

м=S*n²/1440=2,1*13²/1440=0,25;

Максимальная нагрузка на головку балансира:

Р_мак = Р_ж + Р_ш*(в+м) = 7982 + 24900*(0,88 + 0,25) = 36119 Н.

Сравниваем полученное значение с допустимым для данного СК, так как 40 > 36,2, то данный СК нас устраивает.

9. Определяем максимальный крутящий момент:

М_кр.мак = 300*S + 0,236*S*(Р_мак - Р_мин) = 300*2,1 + 0,236*2,1*(36119--19963) ==8640 Н*м,

где р_мин - минимальная нагрузка на головку балансира, определяем ее по формуле Милса:

Р_мин= P_ш* 1-S*n2/1790=24900*1-2.1*132/1790=19963 Н.

Сравниваем полученное значение с допустимым значением для данного СК, так как 16 > 8,64, то данный СК нас устраивает.

Определяем необходимую мощность электродвигателя СК:

N =0,401*10^-4*p*d²*S*n*p_см*L*Kу*((1- n_н *n_сc) /(n_н *n_сc))+а=0,401*10-⁴*3,14*0,032²*2,1*13*937*1080*1,2*(1-0,8*0,9)/(0,8-0,9)+0,75=4,9 кВт,

где К_у - коэффициент уравновешенности, для балансирных СК, К_у=1,2;

з_н - КПД насоса, равный 0,8;

з_ск - КПД СК, равный 0,9.

По таблице выбираем стандартный электродвигатель АОП-52-4 мощностью 7 кВт, число оборотов в минуту 1440, к.п.д. 86 %.

11.Рассчитываем напряжения в штангах. Обоснование конструкции штанговой колонны - наиболее ответственный этап проектирования установки, так как штанговая колонна - это тот элемент системы, который, в первую очередь, определяет длительность и безотказность работы установки в целом.

При нормальной работе насосной установки наибольшие напряжения действуют в точке подвеса штанг. Поэтому расчет ведем для штанг диаметром 19 мм.

11.1 Определяем максимальное напряжение цикла:

у_мак=Р_мак/f_шт= 36119/2,83*10^-4 = 127,6* 10⁶ Па = 127,6 МПа.

где f_шт - площадь поперечного сечения штанг в точке подвеса.

f_шт = 3,14*0,019²/4 = 2,83*10^-4 м².

Так как наибольшие нагрузки приходятся в верхней части колонны, берем диаметр верхней секции штанг

11.2 Определяем минимальное напряжение цикла:

у_мак= Р_мин/f_шт = 19963/2,83* 10^-4 = 70,6*10⁶Па = 70,6 МПа.

11.3 Определяем амплитудное напряжение цикла:

а = (у_мак - у _мин)/2= (127,6 - 70,6)/72 = 28,5 МПа.

11.4 Определяем приведенное напряжение цикла:

Так как допускаемое приведенное напряжение для принятой колонны штанг [у_мак] = 70 МПа, а расчетное у_р = 60,3 МПа, то данная колонна штанг выбрана правильно.

Расчеты остальных скважин приведены в таблице 5.2.

Произведем расчет для скв. 233 установления режима работы его работы.

Для оценки эффективности использования скважины определим коэффициент продуктивности

Таблица 5.2 - Проверочные расчеты по скважинам

Номер скважины	172	215	199	178
Плотность смеси, кг/м3	997	985	949	980
Перевод дебита в м3/сут	21,3	21,9	21,3	26,3
Тип станка-качалки	6СК-6-21-2500	8СК-12-35-0000	5СК-4-2Д-1600	6СК-6-21-2500
Выбор насоса	НСН2	НСН2	НСН2	НСН2
Выбор штанг	Одноступенчатая	Одноступенчатая	Одноступенчатая	Одноступенчатая
Длина хода сальникового штока, м	2,1	2,1	2,1	2,1
Число качаний	13	13	13	13
Вес столба жидкости в НКТ, Н	7980	7910	7980	7923
Вес колонны насосных штанг, Н	24890	24610	24810	25811
Коэффициент потери веса штанг в жидкости	0,85	0,81	0,86	0,87
Коэффициент динамичности	0,25	0,25	0,24	0,22
Максимальная нагрузка на головку балансира, Н	36120	37010	37541	36895
Максимальный крутящий момент, Н*м	8640	8600	86121	87892
Необходимую мощность электродвигателя СК, кВт	4,9	5,1	5,7	5,1
Выбор электродвигателя	АОП-51-4	АОП-52-4	АОП-41-4	АОП-52-4
Максимальное напряжение цикла, МПа	128,6	126,2	127,1	126,4
Минимальное напряжение цикла, МПа

Подобные документы

• Анализ причин обрывности штанговой колонны при эксплуатации скважин, оборудованных ШСНУ, и мероприятия по увеличению МРП скважин на примере Аллагуловского месторождения

  Анализ причин обрывности штанговой колонны при эксплуатации скважин, оборудованных штанговыми скважинными насосными установками (ШСНУ). Подбор оборудования для эксплуатации ШСНУ. Разработка мероприятий по увеличению межремонтного периода скважин.
  
  дипломная работа [1,2 M], добавлен 31.10.2013
  

• Анализ режима работы скважин оборудованных УЭЦН на примере ОАО "Сибнефть"

  Характеристика залежей нефти и газа, коллекторские свойства продуктивных горизонтов, режим залежи и конструкция скважин Муравленковского месторождения. Охрана труда, недр и окружающей среды в условиях ОАО "Сибнефть", а также безопасность его скважин.
  
  дипломная работа [111,1 K], добавлен 26.06.2010
  

• Анализ работы механизированного фонде скважин оборудованных уэцн на верхнеколик-еганском месторождении

  Общие сведения о месторождении, его геологическая характеристика. Анализ работы механизированного фонда скважин, оборудованных установкой электроцентробежного насоса на исследуемом месторождении. Экономическое обоснование внедрения в производство.
  
  дипломная работа [743,5 K], добавлен 18.10.2014
  

• Исследование нагнетательных скважин на месторождении

  Характеристика геологического строения Самотлорского месторождения и продуктивных пластов. Гидродинамические исследования водонагнетательных скважин. Свойства нефти, газа и воды в пластовых условиях. Методы контроля за разработкой нефтяных месторождений.
  
  курсовая работа [59,6 K], добавлен 14.11.2013
  

• Обоснование технологических режимов эксплуатации скважин на примере Мастахского газоконденсатного месторождения Республики Саха (Якутия)

  Поддержание на забое скважин условий, обеспечивающих соблюдение правил охраны недр, безаварийную эксплуатацию скважин. Изменение технологического режима эксплуатации скважин в процессе разработки. Анализ показателей разработки на Мастахском месторождении.
  
  дипломная работа [2,4 M], добавлен 19.04.2015
  

• Оптимизация и повышение эффективности эксплуатации скважин с помощью УЭЦН на примере Илькинского месторождения

  Литолого-стратиграфическая характеристика Илькинского месторождения. Анализ показателей разработки пластовых жидкостей и газов. Применение установок электроцентробежных насосов для эксплуатации скважин. Расчет экономической эффективности предприятия.
  
  дипломная работа [2,2 M], добавлен 17.06.2017
  

• Анализ причин ремонтов скважин, оборудованных установками погружных центробежных насосов по Талинскому месторождению, разработку которого ведет ОАО "ТНК-Нягань"

  Общая и геологическая характеристика района нефтегазоконденсатного месторождения. Изучение технологического процесса, выявление недостатков работы и анализ причин ремонтов скважин. Основные опасности и вредности при эксплуатации нефтяных месторождений.
  
  дипломная работа [753,5 K], добавлен 16.07.2014
  

• Анализ системы разработки Вахского нефтяного месторождения

  Геолого-физическая характеристика Вахского месторождения. Свойства и состав нефти, газа. Анализ динамики добычи, структура фонда скважин и показателей их эксплуатации. Обзор методов воздействия на пласт, применявшихся на месторождении за последние годы.
  
  дипломная работа [1,1 M], добавлен 28.04.2015
  

• Повышение нефтеотдачи пластов и интенсификация добычи нефти в ООО "РУ-Энерджи КРС-МГ"

  Экономическая эффективность зарезки боковых стволов на нефтегазовом месторождении "Самотлор". Выбор способа и интервала зарезки. Характеристика и анализ фонда скважин месторождения. Устьевое и скважинное оборудование. Состав и свойства нефти и газа.
  
  дипломная работа [1,3 M], добавлен 21.06.2013
  

• Оборудование для фонтанной и газлифтной эксплуатации

  Описание основных способов добычи нефти. Характеристика оборудования для эксплуатации нефтяных скважин фонтанным способом: арматура, запорные и регулирующие устройства, фланцевые соединения. Особенности и принцип действия газлифтной эксплуатации скважин.
  
  реферат [8,7 M], добавлен 17.05.2012
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам