Главная Коллекция "Otherreferats" Геология, гидрология и геодезия Анализ причин обрывов штанговых колонн при эксплуатации скважин, оборудованных ШСНУ, на примере Илькинского месторождения НГДУ "Туймазанефть"

Анализ причин обрывов штанговых колонн при эксплуатации скважин, оборудованных ШСНУ, на примере Илькинского месторождения НГДУ "Туймазанефть"

Показатели работы фонда скважин, вышедших в ремонт по причине обрывности штанговой колонны. Анализ возникновения осложнений, связанных с обрывами штанговой колонны, при эксплуатации скважин промыслового объекта, с использованием распределения Пуассона.

Рубрика	Геология, гидрология и геодезия
Вид	курсовая работа
Язык	русский
Дата добавления	17.05.2016
Размер файла	1,5 M

посмотреть текст работы

скачать работу можно здесь

полная информация о работе

весь список подобных работ

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.

Страница:

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования и науки Российской Федерации

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РЕСПУБЛИКИ ТАТАРСТАН

ГБОУ ВПО «Альметьевский государственный нефтяной институт»

Кафедра: «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

Факультет ОЗФ Группа 61-15Т

КУРСОВАЯ РАБОТА

по дисциплине «Осложнения в нефтедобыче»

на тему:

«Анализ причин обрывов штанговых колонн при эксплуатации скважин, оборудованных ШСНУ, на примере Илькинского месторождения НГДУ «Туймазанефть»

Студент _Гатиятуллин Д.Г._ ___________

Руководитель работы доцент кафедры РиЭНГМ, Хаярова Д. Р. __________

Альметьевск, 2014

Министерство образования и науки Российской Федерации

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РЕСПУБЛИКИ ТАТАРСТАН

ГБОУ ВПО «Альметьевский государственный нефтяной институт»

ОТЗЫВ

Руководителя курсового проекта (работы) по дисциплине ________________________________________________студента_______________________________________________________ группы_______________________________

1.Соответствие работы заданию_________________________________

2.Качество оформления и использования информационных технологий _________________________________________________________________

3. Выявленные недостатки работы: ______________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

Дата___________________________________

Подпись_____________________________

Распределение рейтинговых баллов при выполнении курсовой работы

Студента____________________________группы__________________

№	Виды деятельности студента при выполнении курсовой работы	Баллы
Текущая работа над курсовой работой (30-50)
1.	Ритмичность работы
2.	Качество выполнения научно-технического обзора
3.	Качество выполнения расчетов
4.	Глубина и достоверность анализа нефтепромыслового материала
Защита курсовой работы (25-50)
1.	Полное соответствие курсовой работы заданию
2.	Соответствие требованиям к оформлению
3.	Четкое и ясное изложение студентом содержания работы
4.	Качество презентации
5.	Аргументированные ответы на вопросы и обнаружение у студента творческих способностей
6.	Качество оформления пояснительной записки курсовой работы и графических приложений
7.	Качество анализа используемой литературы
Итого

Дата___________________________________

Подпись ____________________________

АННОТАЦИЯ

Пояснительная записка содержит 78 страниц машинописного текста, 34 таблиц, 31 рисунок, список использованных источников - 33 наименования, 3 приложения.

Объектом исследования являются осложнения, связанные с обрывностью штанговой колонны на Илькинском месторождении НГДУ «Туймазанефть»

Цель проекта - анализ причин обрывов штанговых колонн при эксплуатации скважин Илькинского месторождения, оборудованных ШСНУ, включающий:

- статистический анализ показателей работы фонда скважин Илькинского месторождения, вышедших в ремонт по причине обрывности штанговой колонны с применением распределения Максвелла;

- анализ частоты возникновения осложнений, связанных с обрывами штанг, при эксплуатации скважин Илькинского месторождения, с использованием распределения Пуассона;

- анализ эффективности методов, применяемых для предотвращения обрыва штанг при эксплуатации скважин Илькинского месторождения на основе анализа МРП на примере конкретных скважин;

- анализ результатов динамометрирования осложненных скважин Илькинского месторождения до и после применения методов предотвращения обрывов штанговой колонны;

- расчет максимальных и минимальных нагрузок, действующих на колонну штанг, до и после оптимизации глубинно-насосного.

- выводы, рекомендации и предлагаемые мероприятия по совершенствованию эксплуатации скважин ШСНУ.

Область применения: внедрение проекта возможно на объектах месторождений со схожим геологическим строением и причинами выхода из строя скважин по причине обрывности штанговой колонны.

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

1. Обзор научно-технической литературы по проблеме обрыва штанг при эксплуатации скважин ШСНУ

2. Статистический анализ показателей работы фонда скважин, вышедших в ремонт по причине обрывности штанговой колонны

3. Анализ частоты возникновения осложнений, связанных с обрывами штанг, при эксплуатации скважин промыслового объекта, с использованием распределения Пуассона

4. Анализ эффективности методов, применяемых для предотвращения обрыва штанг при эксплуатации скважин промыслового объекта на основе анализа МРП на примере конкретных скважин

5. Анализ результатов динамометрирования осложненных скважин промыслового объекта после применения методов предотвращения обрывов штанговой колонны

6. Анализ динамограмм скважин, вышедших в ремонт по причине обрыва штанговой колонны, снятых за период, предшествующий ремонту. Определение среднего напряжения, амплитуды напряжений, коэффициента асимметричности цикла

7. Расчет максимальных и минимальных нагрузок, действующих на колонну штанг, до и после оптимизации глубинно-насосного оборудования с использованием зависимостей Слоннеджера, Кемлера, Муравьева, Миллса, Ленджера, Чарного, Адонина, Вирновского, Ринитца, Джонса, Дрэготеску, Джонсона

8. Выводы, рекомендации и предлагаемые мероприятия по совершенствованию эксплуатации скважин ШСНУ

Заключение

Список литературы

ПРИЛОЖЕНИЯ

ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ

ШСНУ - штанговая скважинная насосная установка;

ШГН - штанговый глубинный насос;

ГНО - глубиннонасосное оборудование;

ПРС - подземный ремонт скважин;

КРС - капитальный ремонт скважин;

МРП - межремонтный период;

СКН - станок - качалка нормального ряда.

ВВЕДЕНИЕ

Установка штанговых скважинных насосов- наиболее распространенное насосное оборудование для добычи нефти. Широкое распространение насосов обусловлено их относительной простотой и удобствами эксплуатации мало- и среднедебитных скважин. Подвеска штанговых насосов на значительную глубину, большие нагрузки на плунжер насоса, увеличение отборов жидкости, эксплуатация наклонных, искривленных скважин, случаи отбора высоковязких жидкостей требуют новых методов расчета, а также учета других, существенных факторов, влияющих на режим работы установки.

На сегодняшний день проблема обрывов штанг стоит на одном из первых мест. За последние годы резко возросло количество ремонтов, связанных с отказами штанг. Причины самые разнообразные. Это и неправильное обращение со штангами, допущение смешения разных марок сталей материала штанг, неправильная компоновка штанговых колонн в скважинах, несоответствие параметров насоса параметрам скважины, старение подземного оборудования, влияние кривизны скважины. Вследствие увеличения обрывности штанг увеличились соответственно расходы на подземный ремонт скважин (ПРС) , а также недоборы нефти из-за простоя скважин в ожидании ПРС и в ПРС. Все это ведет к удорожанию себестоимости добычи нефти. Оценена величина продольного изгиба, возникающего в нижней части штанговой колонны. Показана технологическая эффективность различных мероприятий, проводимых для сокращения обрывов штанг.

Целью курсового проекта является разработка технологии и техники для увеличения межремонтного периода работы скважин, оборудованных ШСНУ.

1. ОБЗОР НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКОЙ ЛИТЕРАТУРЫ ПО ПРОБЛЕМАМ ОБРЫВА ШТАНГ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН ШСНУ

Одной из главных проблем при эксплуатации месторождений скважинными штанговыми насосными установками (ШСНУ) являются обрывы штанг и насосно-компрессорных труб (НКТ), являющиеся серьезными авариями, на ликвидацию которых требуются большие материальные и трудозатраты. Данная проблема обозначилась с самого начала применения ШСНУ [1].

Основными характеристиками насосных штанг являются: диаметр по телу штанги и прочностная характеристика штанги - величина приведенного допускаемого напряжения [2].

В процессе работы штанги испытывают значительное напряжение. Штанги воспринимают нагрузки, которые в процессе работы передаются на головку балансира станка качалки, такие как: статические нагрузки от силы тяжести штанг и жидкости, а также силы трения плунжера в цилиндре и штанг о трубы; силы инерции движущихся масс жидкости и штанг; ударные нагрузки; усилия от вибрации колонны штанг [3]. Определяющими факторами при выборе колонны штанг для обычных условий являются максимальная нагрузка и возможные колебания нагрузки.

На насосные штанги, находящиеся в скважине, действуют следующие неблагоприятные факторы [4]:

* Циклические знакопеременные нагрузки: напряжения изгиба, растяжения, кручения, сжатия и трения. Все эти виды нагрузок действуют на насосные штанги при работе их в скважине постоянно и в комплексе;

* Осложненные условия добычи нефти в скважине, связанные с искривленностью ствола скважины, наличием песка, асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО), высокого газового фактора, высокой температуры и давления;

* Наличие и постоянный рост коррозионной активности добываемой жидкости с присутствием в попутно добываемой воде ионов солей, щелочей, кислот, а также ионов водорода, который повышает хрупкость металла.

На эксплуатационную надежность штанговых колонн влияет большое количество факторов [5]:

· длина хода;

· число качаний;

· глубина спуска насоса;

· коэффициент подачи и т.д.

Производительность глубинного насоса зависит от длины хода полированного штока и числа качаний и увеличивается с ростом этих величин. Очевидно, увеличение длины хода и числа качаний способствует росту напряжения в штангах. Возникающие в штангах растягивающие напряжения снижают предел прочности [6,7].

Кроме того, увеличение числа качаний вызывает ускорение усталости штанг. Поэтому число качаний и длину хода необходимо выбирать так, чтобы они удовлетворяли условиям надежности штанг. Особую роль в снижении эксплуатационной надёжности штанг играют дефекты их поверхностных слоев [8,9].

По завершении определенного срока службы любого изделия из металла, работающего в условиях циклических и динамических нагрузок, наступает вероятность его обрыва по причине развития усталостных микротрещин -- как невидимых внутренних, так и видимых наружных. И насосные штанги в этом отношении исключения не составляют [10,11].

Критерия отбраковки б/у ШН по микротрещинам не существует. В то же время, любая микротрещина в ШН с большим сроком эксплуатации (более 5 лет) в процессе дальнейшего использования изделия может стать очагом развития трещины и обрыва штанги. Именно в этом заключается ответ на вопрос, почему спуск в скважину проверенных на дефектоскопе и признанных годными б/у штанг оборачивается обрывами. Насосные штанги б/у, даже после проверки их на дефектоскопе не могут быть 100%-но годными: их поверхность покрыта микротрещинами и существует риск и их обрыва [12,13].

Усталостные трещины образуются также по следующим причинам [14]:

1. Наличие на поверхности штанг механических повреждений от ударов металлическими предметами. На дне риски создается концентрация напряжения согласно экспоненциальному закону 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% обрывов. Промысловые наблюдения показали, что 50% обрывов штанг происходит по резьбе. На обрывы в резьбе также влияет крутящий момент, прилагаемый при затяжке резьбы во время спуска штанг в скважину [15,16].

Причиной большого количества обрывов штанг является существующая технология их производства и, как следствие, низкое качества штанг. Изготовление стандартной насосной штанги производится высадкой головки штанги при высокотемпературном нагреве в 5 переходов. Это приводит к снижению технической характеристики штанг из-за нарушений исходной микроструктуры металла и соосности головки штанг, вызывающие дополнительные изгибающие моменты при их эксплуатации, а так же к повышению стоимости производства [17,18].

Одним из основных направлений увеличения МРП УШСН является повышение надежности насосных штанг, в том числе совершенствование системы их технического обслуживания и ремонта, а так же оптимизацией работы штанговых колонн. В процессе эксплуатации штанговая колонна подвергается совместному воздействию циклических знакопеременных нагрузок и коррозионной среды. В наклонно направленных скважинах наряду с продольными динамическими нагрузками на штанги действуют дополнительные силы трения, изгибающие и скручивающие нагрузки которые обусловлены геометрией скважины. Отсюда, детали, подвергающиеся длительной повторно-переменной нагрузке, разрушаются при напряжениях, значительно меньших предела прочности материала при статическом нагружении, чем и обусловлено неконтролируемое коррозионно-усталостное разрушение штанг [19,20]. Таким образом, мероприятия, направленные на сокращение числа обрывов насосных штанг, можно квалифицировать на две категории - предупреждающие причину обрыва и предупреждающие сам обрыв. К первой категории следует отнести повышение качества штанг (включая качество материала, технологию производства и заводскую дефектоскопию штанг), улучшение состояния их транспорта, хранение и эксплуатацию [20,21].

В качестве достойной и экономически оправданной альтернативы обычным насосным штангам (НШ) являются непрерывные колонны насосных штанг COROD. В отличие от колонн обычных НШ в штанговых колоннах COROD всего два резьбовых соединения. Кроме того, за счет отсутствия в них муфт снижается контактная нагрузка и увеличивается рабочее пространство лифтовой колонны, а также уменьшается и вес всей подвески [22,23].

С целью устранения продольного изгиба нижней части колонны штанг, применяют утяжеленный низ. Собирается он из сплошных трубчатых штанг большого сечения и состоит из секций длиной 4 - 5 м [24].

С большим количеством осложнений возникающим при эксплуатации ШСНУ можно бороться при помощи замены стандартных металических штанг на штанги из стеклопластика. Они обладают рядом преимуществ перед металлическими аналогами. По итогам ОПР в скважинах в ОАО «Удмуртнефть» стеклопластиковые штанги рекомендованы к применению в добывающих скважинах ОАО «НК-Роснефть», осложненных коррозией [25,26].

В настоящее время разрабатываются стеклопластиковые и углепластиковые насосные штанги для использования в скважинах с коррозионно - активной средой. Конструкция аналогична стальным штангам, т.е. есть гладкое тело штанги и высаженная часть с резьбой. Основная особенность стеклопластиковых штанг - их малая масса: при одинаковой прочности они в 3 - 4 раза легче стальных, но в 2 - 3 раза эластичнее. Обычно их используют в глубоких скважинах или в скважинах с высококоррозионной пластовой жидкостью [27,28].

Одним из наиболее эффективных методов борьбы с обрывами штанг является оптимизация работы скважин. Технология SALT позволяет повысить производительность насоса за счет реализованной в СУ функции автоматической настройки ШГН. Бездатчиковая технология механизированной добычи (SALT) -- запатентованный метод, основанный на векторном управлении частотой (VLT) привода со встроенным программным обеспечением для управления насосом [29,30].

Исходя из вышеизложенного, можно сделать вывод, что в настоящее время проблема обрывности штанг является одной из важных проблем в нефтедобывающей сфере, поскольку основной фонд скважин, на последней стадии разработки месторождений, эксплуатируются штанговыми насосными установками.

Статистический анализ применяется для решения большого количества промысловых задач, связанных с анализом данных. В результате наблюдений, были собраны данные по обводненности, дебиту жидкости и дебиту нефти Илькинского месторождения, которые образовали статистическую совокупность, состоящую из N единиц [31].

Используя исходный материал по дебитам жидкости и нефти, а также по обводненности продукции, проведем статистическую обработку данных. Для анализа были использованы данные по 32 добывающим скважинам Илькинского месторождения. Рассмотрим статистический анализ скважин Илькинского месторождения, осложненных обрывностью штанговой колонны, по дебиту нефти [31].

Таблица 2.1 - Значения обводненности, дебита нефти и дебита жидкости скважин Илькинского месторождения, осложненных обрывностью штанговой колонны на 2010 - 2013 гг

№ скважин	Дебит жидкости, мі/сут	Дебит нефти, т/сут	Обводненность, %
1	2	3	4
4743	3	2,46	10
1958	3	2,44	10
2065	2	1,08	40
7078	4	3,2	12
7032	11	4,94	50
16516	21,1	15,15	20
1959	1	0,73	20
7064	3	2,54	7
2058	9	7,79	5
2060	5,4	4,63	5
2024	11	9,73	3
2110Б	1,5	1,27	7
222	3,6	0,03	99
7068	7	4,27	33
12583	12	0,11	99
2069	6	2,19	60
525	3,7	2,87	15
7040	7	3,83	40
7024	4,5	1,23	70
16496	9,5	1,47	83
7074	8,5	0,77	90
7082	12,5	1,71	85
1991	23	1,05	95
1411	2	0,02	99
7173	1,3	1,1	7
2110Б	17	12,38	20
7072	3,7	1,69	50
1915	7	4,26	32,3
7077	11	7,42	25
7122	7,5	0,07	99
7099	6	1,09	80
2069	5	0,05	99

Проведем статистический анализ показателей работы фонда скважин Илькинского месторождения, осложненных обрывностью штанговой колонны по распределению Максвелла [33].

Определяем число интервалов k по формуле:

(2.1)

где N - число единиц статистической совокупности.

При N = 32

Устанавливаем шаг Дх интервала по формуле:

, (2.2)

где k - число интервалов.

По данным обследований наибольшее значение дебита по жидкости х_max= 23 т/сут, а наименьшее х_min принимаем равным нулю. Тогда:

Определяем интервалы и средние значения х^*_i переменных в этих интервалах - таблица 2.2.

Значение x_iпоявляется с частотой m_i, а средневзвешенное значение определяется по формуле (2.3) [33]:

, (2.3)

где x_i- исследуемый параметр;

m_i - частота попадания параметра x_iв интервал;

i - номер интервала;

k - число интервалов;

N - число скважин.

Определяем параметр распределения по формуле [33]:

, (2.4)

где - средневзвешенное значение параметра;

Значение для дебита жидкости:

Средневзвешенное значение получилось равным:

Определяем интервалы и средние значения x_i^*, а также подсчитываем число m_i скважин, попавших в интервал изменения дебита x_k_-1- x_k. Полученные данные заносим в таблицу 2.2.

Таблица 2.2 - Оценка статистических показателей скважин Илькинского месторождения, осложненных обрывностью штангововй колонны с применением распределения Максвелла, по дебиту жидкости

i	x_i-1-x_i	x_i^*	m_i	x_i•m_i	t_i			m_i'	(m_i-m_i')² m_i'
1	0-3,8	1,9	11	20,9	0,44	0,362	0,045	4	12,66
2	3,8-7,6	5,7	10	57	1,32	0,167	0,402	16	2,48
3	7,6-11,4	9,5	6	57	2,20	0,036	1,118	10	1,40
4	11,4-15,2	13,3	2	26,6	3,08	0,004	2,190	2	0,01
5	15,2-19	17,1	1	17,1	3,96	0,00016	3,621	0	5,27
6	19-23	21,0	2	42	4,86	0,000003	5,461	0	0

Нормированная переменная для i-го интервала вычисляется по формуле (2.5):

, (2.5)

Нормированная переменная для 1-го интервала равна:

Рассчитываем теоретические частоты распределения m_i'для всех интервалов по формуле:

, (2.6)

где N - количество анализируемых скважин;

- шаг интервала, вычисленный по формуле;

t_i - нормированное переменное для i-го интервала;

Значение теоретической частоты для первого участка получилось равным:

Строим кривую распределения эмпирических и теоретических частот (рисунок 2.1).

Рисунок 2.1 - Кривые распределения дебитов жидкости скважин Илькинского месторождения, осложненных обрывностью штанговой колонны

По рисунку 2.1 видно, что наибольшее количество скважин Илькинского месторождения, эксплуатируются в интервалах дебитов 0-7,6 м³/сут.

Определяем моду, размах распределения, среднее линейное отклонение, а также дисперсию.

За наиболее вероятное значение дебита скважин принимаем моду распределения [33]:

, (2.7)

где б - параметр распределения.

Следовательно, мода распределения будет равна:

Среднеквадратическое отклонение дебита жидкости рассчитывается по формуле (2.7):

(2.8)

где i-номер интервала;

k- число интервалов.

Дисперсией D называется квадрат среднеквадратического отклонения дебита жидкости у [32]:

(2.9)

Размах распределения определяем по формуле:

(2.10)

R = 23 - 1= 22 м³/сут,

Оценим близость эмпирического и теоретического распределения по критерию Пирсона [33]:

(2.11)

Находим эмпирический критерий Пирсона, который равен :

= 21.81

По таблице критических точек распределения находим критическую точку. Для этого необходимо учесть степень свободы:

Тогда критерий Пирсона при уровне значимости 0,01 будет равен [33]:

(0,01; 3)=11.44

Сравним критические и эмпирические значения критерия Пирсона:

=21.81>11.44=.

Таким образом, исходя из критерия Пирсона, можно сказать, что гипотеза о том, что дебиты жидкости скважин Илькинского месторождения, осложненных обрывностью штанговой колонны, распределена по Максвеллу, верна.

Проанализируем распределение дебитов скважин Илькинского месторождения, осложненных обрывностью штанговой колонны, по нефти. Результаты распределения представлены в таблице 2.4.

Таблица 2.3 - Оценка статистических показателей Илькинского месторождения, осложненных обрывностью штанговой колонны, с применением распределения Максвелла по нефти

i	x_i-1-x_i	x_i^*	m_i	x_i•m_i	t_i			m_i'	(m_i-m_i')² m_i'
1	0-2,5	1,0	19	19,6	0,56	0,341	0,169	8	17,00
2	2,5-5	3,1	8	24,76	1,68	0,098	1,521	20	6,93
3	5-7,5	5,2	1	5,15	2,79	0,008	4,225	5	2,72
4	7,5-10	7,2	2	14,44	3,91	0,000191	8,281	0	15,40
5	10-12,5	9,3	1	9,285	5,03	0,000001	13,690	0	0
6	12,5-15	11,3	1	11,3	6,85	0	28,278	0	0

Построим кривую распределения эмпирических и теоретических частот по дебиту нефти.

Рисунок 2.2 - Кривые распределения скважин Илькинского месторождения, осложненных обрывностью штанговой колонны, по дебиту нефти

Из рисунка 2.2, большинство скважин находится в интервале дебитов нефти 0-2,5 т/сут, что говорит о том, что скважины Илькинского месторождения являются малопроизводительными по дебиту нефти.

По представленным выше формулам определим среднеквадратическое отклонение, дисперсию, а также моду распределения. Все полученные значения занесем в таблицу 2.5.

Таблица 2.4 - Ряд распределения дебита нефти скважин Илькинского месторождения, осложненных обрывностью штанговой колонны, по статистическим показателям

Параметр	Значение
Среднеквадратическое отклонение, м³/сут	0,2
Размах, т/сут	15,13
Дисперсия, м⁶/сут²	0,03
Мода распределения, м³/сут	2,343
Критерий Пирсона	15,26
Критическая величина критерия Пирсона	9,34

По таблице 2.4 видно, что эмпирический критерий Пирсона больше критического, следовательно, скважин Илькинского месторождения, осложненных обрывностью штанговой колонны, по дебиту нефти распределен по закону Максвелла.

Таблица 2.5 - Оценка статистических показателей Илькинского месторождения, осложненных обрывностью штанговой колонны с применением распределения Максвелла по обводненности

i	x_i-1-x_i	x_i^*	mi	xi•mi	ti			m_i'	(mi-mi')² mi'
1	0-16,5	8,3	10	82,5	0,29	0,383	0,003	8	0,50
2	16,5-33	24,8	6	148,5	0,87	0,273	0,027	8	0,37
3	33-49,5	41,3	2	82,5	1,45	0,139	0,074	6	2,67
4	49,5-66	57,8	3	173,25	2,03	0,05	0,145	8	2,93
5	66-82,5	74,3	2	148,5	2,61	0,013	0,239	3	0,54
6	82,5-99	90,8	9	816,75	3,19	0,0025	0,358	7	0,57

Построим кривую распределения эмпирических и теоретических частот от обводненности, а также проанализируем распределение скважин Илькинского месторождения, осложненных обрывностью штанговой колонны, по обводненности.

Рисунок 2.3 - Кривые распределения скважин Илькинского месторождения, осложненные обрывностью штанговой колонны, по обводненности

По рисунку видно, что скважины Илькинского месторождения, осложненные обрывностью штанговой колонны, в наибольшей степени по обводненности распределены в интервале 0-16,5% и 82,5-99%.

Среднеквадратическое отклонение, дисперсию, моду распределения определим по формулам (2.7), (2.8), (2.9). Полученные результаты занесем в таблицу 2.6.

Таблица 2.6 - Ряд распределения обводненности скважин Илькинского месторождения, осложненных обрывностью штанговой колонны, по статистическим показателям.

Параметр	Значение
Среднеквадратическое отклонение, м³/сут	4,6
Размах, %	96
Дисперсия, м⁶/сут²	21,61
Мода распределения, м³/сут	40,23
Критерий Пирсона	7,58
Критическая величина критерия Пирсона	0,35

По таблице видно, что эмпирический критерий Пирсона больше критического, что свидетельствует о том, что обводненность скважин Илькинского месторождения, осложненных обрывностью штанговой колонны, распределена по закону Максвелла.

Таким образом, в результате проведенного статистического анализа, выявлено, что большинство скважин Илькинского месторождения, осложненных обрывностью штанговой колонны, являются малопроизводительными по дебиту нефти и жидкости 0-2,5 т/сут и 0-7,6 м³/сут соответственно, а также в наибольшей степени по обводненности распределены в интервале 0-16,5% и 82,5-99%.

3. Анализ частоты возникновения осложнений, связанных с обрывами штанговой колонны, при эксплуатации скважин промыслового объекта, с использованием распределения Пуассона

Основные причины появления осложнений в работе скважин, осложненных обрывностью штанговой колонны, связаны с комплексом причин. Данные по ремонтам Илькинского месторождения за 2010-2013 годы представлены в таблице 3.1 [31].

Таблица 3.1 - Причины ремонтов скважин Илькинского месторождения за 2010-2013 годы

Вид осложнения	Количество ремонтов	Доля от общего количества ремонтов, %
Деформация полированного штока	1	0,49
Заклинивание плунжера ШСН	6	2,91
Засорение клапанов	5	2,43
Износы (клапанных узлов ШСН, насоса, НКТ, полированного штока)	60	29,13
Негерметичности4	47	22,82
Обрывы (укороченной штанги, штанг по резьбе, телу, муфте)	32	15,53
Обрывы (полированного штока, плунжера ШСН, НКТ,)	8	3,88
Отвороты штанг	8	3,88
Отложения парафина В НКТ	1	0,49
Отложение солей	4	1,94
Пробой изоляции	5	2,43
Прочие отложения	4	1,94
Прочие причины	6	2,91
Трещины в НКТ	6	2,91
Утечки в НКТ	13	6,31
Всего	206	100

Распределение осложненного фонда скважин Илькинского месторождения, осложненных обрывностью штанг по основным причинам ремонта за период 2010-2013 годов, представлено на рисунке 3.1.

Рисунок 3.1 - Распределение осложненного фонда скважин Илькинского месторождения, осложненных обрывностью штанг по основным причинам ремонта.

Таким образом, наибольшее количество осложнений связано с износами клапанных узлов ШСН, насоса, НКТ, полированного штока насоса и составило 29,13%. Тем не менее, большое количество ремонтов Илькинского месторождения связано с обрывами и составляет 15,53%.

Исследуем частоту возникновения осложнений по причине обрывности штанговых колонн при подземном ремонте скважин Илькинского месторождения в период за 2010-2013 года.

Общее число ремонтов, в данном случае 206, разбиваем на группы. Берем число групп равное 35, тогда число ремонтов в группе равно 6. Основные показатели проведенного анализа приведены в таблице 3.1.

Из всех N групп выбираем число групп с числом осложнений, встречающихся 0, 1, 2, 3 раз.

Таблица 3.2 - Показатели обследования осложнений при длине хода меньше 2 м и числе качаний больше 6 мин^-1

Показатели	Значение
Общее число ремонтов	206
Число ремонтов по причине обрывов	21
Число ремонтов в группе	6
Число групп	35

Определим средневзвешенное число осложнений, связанных с обрывностью штанговой колонны по формуле:

(3.1)

Для подземного ремонта х = 0,6, соответственно, e^-^0,⁶=0,549.

Вычисляем теоретическое число осложнений, связанных с обрывностью штанговой колонны по формуле (3.2):

(3.2)

При отсутствии осложнений, связанных с обрывностью штанг (х_i=0):

при отсутствии осложнений, связанных с обрывностью штанг (х_i=1):

при отсутствии осложнений, связанных с обрывностью штанг (х_i=2):

при отсутствии осложнений, связанных с обрывностью штанг (х_i=3):

Результаты расчёта записываем в графу 3 таблицы 3.3

Оцениваем близость эмпирического и теоретического распределений по формуле (3.3):

(3.3)

Вычисляя получим следующее значение:

Полученные значения представлены в таблице 3.3.

Таблица 3.3 - Распределение осложнений, связанных с обрывностью штанговой колонны в скважинах Илькинского месторождения по закону Пуассона

Число групп с числом осложнений встречающихся n раз	Эмпирические частоты	Теоретические частоты	Критерий Пирсона
0	11	19	3,37
1	9	12	0,75
2	6	3	3
3	0	1	1

Строим распределение в системе координат на оси абсцисс, на которой откладываем число осложнений, равное 0, 1, 2, 3 а по оси ординат - число х_i групп, в которых они наблюдались (рисунок 3.2).

Рисунок 3.2 - Распределение осложнений, связанных с обрывностью штанговой колонны в скважинах Илькинского месторождения по закону Пуассона

Как видно из рисунка 3.2, по проведенному анализу данных по причинам ремонтов на Илькинском месторождении за период с 2010 по 2013 гг., наибольшее количество групп ремонтов (11), не содержат осложнений, связанных с обрывностью штанговых колонн, наименьшее количество осложнений, связанных с обрывностью штанговых колонн (3), находятся в 1 группе.

Подсчитав критерий Пирсона, по таблице распределения Пирсона с учётом степеней свободы k₁ = k - 3 = 4 - 3 = 1 и вероятности 0,95, получаем p(ч²) =0,00393. Для рассмотренных групп p(ч²) > (8,12 > 0,00393), следовательно, частота возникновения осложнений связанных с обрывностью штанговой колонны, подчиняется закону Пуассона.

Таблица 3.2 - Показатели обследования осложнений при длине хода больше 2 м и числе качаний меньше 6 мин^-1

Показатели	Значение
Общее число ремонтов	206
Число ремонтов по причине обрывов	11
Число ремонтов в группе	6
Число групп	35

Для подземного ремонта х = 0,314, соответственно, e^-0,³¹⁴=0,73.

Вычисляем теоретическое число осложнений, связанных с обрывностью штанговой колонны по формуле (3.2):

(3.2)

При отсутствии осложнений, связанных с обрывностью штанг (х_i=0):

при отсутствии осложнений, связанных с обрывностью штанг (х_i=1):

при отсутствии осложнений, связанных с обрывностью штанг (х_i=2):

при отсутствии осложнений, связанных с обрывностью штанг (х_i=3):

Результаты расчёта записываем в графу 3 таблицы 3.3

Оцениваем близость эмпирического и теоретического распределений по формуле (3.3):

скважина обрывность штанговый колонна

(3.3)

Вычисляя получим следующее значение:

Полученные значения представлены в таблице 3.3.

Число групп с числом осложнений встречающихся n раз	Эмпирические частоты	Теоретические частоты	Критерий Пирсона
0	24	26	0,154
1	7	8	0,125
2	2	1	1
3	0	0	0

Как видно из рисунка 3.2, по проведенному анализу данных по причинам ремонтов на Илькинском месторождении за период с 2010 по 2013 гг., наибольшее количество групп ремонтов (24), не содержат осложнений, связанных с обрывностью штанговых колонн, наименьшее количество осложнений, связанных с обрывностью штанговых колонн (3), не встречается ни в одной группе.

Подсчитав критерий Пирсона, по таблице распределения Пирсона с учётом степеней свободы k₁ = k - 3 = 4 - 3 = 1 и вероятности 0,95, получаем p(ч²) =0,00393. Для рассмотренных групп p(ч²) > (1,28 > 0,00393), следовательно, частота возникновения осложнений связанных с обрывностью штанговой колонны, подчиняется закону Пуассона.

Большое количество условий эксплуатации обеспечивает большое многообразие причин выхода оборудования из строя. Одним из важных показателей работы скважин является межремонтный период (МРП). Большинство причин отказов связанно с воздействием эксплуатационных факторов, в число которых и входят обрывы штанг.

Для борьбы с обрывностью штанг на скважинах Илькинского месторождения за период 2010-2013 гг. были применены 3 метода:

· оптимизация параметров СК;

· внедрение утяжеленного низа;

· установка полиамидных центраторов.

Оптимизацию режима работы скважины можно осуществить, изменяя длину хода полированного штока, или число качаний станка-качалки. Обычно, оптимизация работы приходится дешевле всего, при помощи изменения числа качаний СК. Максимальная нагрузка, действующая на штанговую колонну, находится в квадратичной зависимости от числа качаний, причем, чем больше число качаний, тем больше и приведенное напряжение, и увеличивается вероятность обрыва штанговой колонны.

Внедрение утяжеленного низа позволяет устранить влияние продольного изгиба на нижнюю часть колонны. Обычно используются сплошные штанги большего сечения и состоят из секций длинной 4-5м.

Установка полиамидных центраторов в зоне набора кривизны позволяет предотвратить контакт штанг с НКТ и там самым устранить истирание, что в свою очередь снизит обрывность.

Анализируя методы борьбы с обрывностью штанговой колонны на Илькинском месторождении, были получены данные, представленные в таблице 4.1.

Таблица 4.1 - Технологическая эффективность, применяемых для борьбы с обрывностью штанговой колонны на скважинах Илькинского месторождения в период за 2010 - 2014 года.

Методы борьбы с обрывностью штанговой колонны, ед	Количество скважин	Средняя стоимость мероприятия, тыс. руб/скв.	Средняя длительность проведения мероприятия, сут	Средний МРП до ремонта, сут	Средний МРП после ремонта, сут	Среднее увеличение МРП после проведения мероприятия, сут
Внедрение «утяжеленного» низа	7	500	3-7	452	884	321
Оптимизация параметров СК	22	50	1-2	625	864	239
Установка полиамидных центраторов в зоне набора кривизны	3	500	3-4	665	842	177

Рисунок 4.1 - Количество скважин Илькинского месторождения, на которых были применены методы предотвращения обрывов штанговых колонн

Из рисунка 4.1 видно, что среди методов снижения обрывов штанговых колонн, преобладает внедрение «утяжеленного» низа, т.к. этот метод является наиболее эффективным.

Рисунок 4.2 - Анализ увеличения МРП скважин до и после мероприятий по предотвращению обрывов штанговых колонн

Из рисунка 4.2 видно, что МРП скважин после внедрения «утяжеленного» низа увеличился и составил 884 сутки. МРП скважин, на которых была проведена оптимизация параметров СКН, также увеличился и составил 864 сут., а установка полиамидных центраторов увеличила МРП до 842 сут.

Рисунок 4.3 - Средняя удельная стоимость мероприятия по продотвращению обрыва штанговой колонны

Анализируя рисунки 4.1, 4.2 и 4.3, можно сделать вывод, что из вышеперечисленных методов предотвращения обрывов штанговых колонн, наиболее оптимальным методом является оптимизация параметров СК, так как данный метод является относительно недорогим и эффективным. Тем не менее следует учесть тот факт, что в определенных условиях, когда оптимизация параметров СК не эффективна, то необходимо внедрение утяжеленного низа или установка полиамидных центраторов.

Проанализируем фактические динамограммы скважин Илькинского месторождения, которые осложнены обрывностью штанговой колонны в период за 2010-2013 гг [31].

Рисунок 5.1 - Динамограмма скважины №1958, снятая после применения метода предотвращения обрыва штанговой колонны на 11.12.2010 г.

Из рисунка 5.1 видно, что максимальная нагрузка на шток составляет 3655 кгс (35,85 кН), а минимальная 884 кгс (8,67 кН).

Рисунок 5.2 - Динамограмма скважины №1958, снятая после применения метода предотвращения обрыва штанговой колонны на 14.01.2011.

Из рисунка 5.2 видно, что максимальная нагрузка на шток составляет 3303 кгс (21,4 кН), а минимальная - 1326 кгс (13 кН).

За период в 34 сутки изменение максимальной нагрузки составило 11,75 кН или 67,5%, в то время как значение минимальной нагрузки изменилось на 4,33 кН или 49,9%.

Рисунок 5.3 - Динамограмма скважины №2065, снятая после применения метода предотвращения обрыва штанговой колонны на 08.01.2012.

Анализируя рисунок 5.3 видно, что максимальная нагрузка на шток составляет 2439 кгс (23,92 кН), а минимальная - 1852 кгс (18,17 кН).

Рисунок 5.4 - Динамограмма скважины №2065, снятая после применения метода предотвращения обрыва штанговой колонны на 15.01.2011.

Анализируя рисунок 5.4 видно, что максимальная нагрузка на шток составляет 2589 кгс (25,42 кН), а минимальная - 1682 кгс (16,45 кН).

За период за 7 суток увеличение максимальной нагрузки составило 1,5 кН или 6,2%, в то время как значение минимальной нагрузки уменьшилось на 2,25 кН или 10,4%.

Рисунок 5.5 - Динамограмма скважины №2069, снятая после применения метода предотвращения обрыва штанговой колонны на 07.02.2011.

Анализируя рисунок 5.5 видно, что максимальная нагрузка на шток составляет 3542 кгс (34,74 кН), а минимальная - 1282 кгс (12,57 кН).

Рисунок 5.6 - Динамограмма скважины №2069, снятая после применения метода предотвращения обрыва штанговой колонны на 09.02.2011.

Из рисунка 5.6 видно, что максимальная нагрузка на шток составляет 38908,7 кгс (39,66 кН), а минимальная - 1154,9 кгс (11,318 кН).

За период в 2 суток увеличение максимальной нагрузки составило 4,92 кН или 14,1%, в то время как значение минимальной нагрузки уменьшилось на 1,252 кН или 11%.

Рисунок 5.7 - Динамограмма скважины №7040, снятая после применения метода предотвращения обрыва штанговой колонны на 11.10.2011.

Анализируя рисунок 5.7 видно, что максимальная нагрузка на шток составляет 2300 кгс (22,56 кН), а минимальная - 1618 кгс (15,87 кН).

Рисунок 5.8 - Динамограмма скважины №7040, снятая после применения метода предотвращения обрыва штанговой колонны на 16.01.2012.

Анализируя рисунок 5.8 видно, что максимальная нагрузка на шток составляет 2328,1 кгс (23,73 кН), а минимальная - 1586,6 кгс (15,55 кН).

За период в 5 суток увеличение максимальной нагрузки составило 1,17 кН или 5,1%, в то время как значение минимальной нагрузки уменьшилось на 0,32 кН или 2%.

Рисунок 5.9 - Динамограмма скважины №7082, снятая после применения метода предотвращения обрыва штанговой колонны на 16.12.2012.

Анализируя рисунок 5.9 видно, что максимальная нагрузка на шток составляет 1638 кгс (16,06 кН), а минимальная - 1081 кгс (10,6 кН).

Рисунок 5.10 - Динамограмма скважины №7082, снятая после применения метода предотвращения обрыва штанговой колонны на 18.12.2012.

Анализируя рисунок 5.10 видно, что максимальная нагрузка на шток составляет 1687 кгс (16,54 кН), а минимальная - 1075 кгс (10,54 кН).

За период в 2 сутки изменение максимальной нагрузки составило 0,48 кН или 2,9%, в то время как значение минимальной нагрузки уменьшилось на 0,06 кН или 0,65%.

Проанализировав динамограммы скважин Илькинского месторождения, осложненных обрывностью штанговой колонны, после применения методов по предотвращению обрывов штанговых колонн можно сделать вывод о том, что, в большинстве случаев происходит уменьшение максимальных и минимальных нагрузок, что позволяет уменьшить усталостный износ в штанговой колонне и увеличить срок её безотказной работы.

Проведем анализ фактических динамограмм 5 скважин месторождения, осложненных обрывностью штанговой колонны, снятых за период, предшествующий ремонту [31].

Рисунок 6.1 - Динамограмма скважины №2024, снятая за период, предшествующий ремонту на 28.12.2011.

Анализируя рисунок 6.1 видно, что максимальная нагрузка на шток составляет 3083 кгс (30,24 кН), а минимальная - 1649,3 кгс (16,17 кН).

Рисунок 6.2 - Динамограмма скважины №2024, снятая за период, предшествующий ремонту на 15.01.2012

Анализируя рисунок 6.2 видно, что максимальная нагрузка на шток составляет 3051 кгс (29,93 кН), а минимальная - 1643 кгс (16,14 кН).

За период 18 суток изменение максимальной нагрузки составило 0,31 кН или 1%, в то время как значение минимальной нагрузки изменилось на 0,03 кН или 0,18%.

Рисунок 6.3 - Динамограмма скважины №1991, снятая за период, предшествующий ремонту на 20.01.2011.

Анализируя рисунок 6.3 видно, что максимальная нагрузка на шток составляет 3085 кгс (30,26 кН), а минимальная -2144 кгс (21,03 кН).

Рисунок 6.4 - Динамограмма скважины №1991, снятая за период, предшествующий ремонту на 23.01.2011.

Анализируя рисунок 6.4 видно, что максимальная нагрузка на шток составляет 3258 кгс (31,96 кН), а минимальная - 1991 кгс (19,54 кН).

За период в 3 суток изменение максимальной нагрузки составило 1,69 кН или 5,6%, в то время как значение минимальной нагрузки изменилось на 1,49 кН или 7,6%.

Рисунок 6.5 - Динамограмма скважины №2110Б, снятая за период, предшествующий ремонту на 7.07.2011.

Анализируя рисунок 6.5 видно, что максимальная нагрузка на шток составляет 3024 кгс (29,66 кН), а минимальная - 1609 кгс (15,78 кН).

Рисунок 6.6 - Динамограмма скважины №2110Б, снятая за период, предшествующий ремонту на 14.07.2011.

Анализируя рисунок 6.6 видно, что максимальная нагрузка на шток составляет 3093 кгс (30,34 кН), а минимальная - 1716 кгс (16,83 кН).

За период в 7 суток увеличение изменение нагрузки составило 680 Н или 2,2%, а минимальная нагрузка изменилась на 1,04 кН или 6%.

Рисунок 6.7 - Динамограмма скважины №1915, снятая за период, предшествующий ремонту на 10.12.2011.

Анализируя рисунок 6.7 видно, что максимальная нагрузка на шток составляет 3387 кгс (33,22 кН), а минимальная - 1430 кгс (14,028 кН).

Рисунок 6.8 - Динамограмма скважины №1915, снятая за период, предшествующий ремонту на 14.01.2012.

Анализируя рисунок 6.8 видно, что максимальная нагрузка на шток составляет 3373 кгс (33,089 кН), а минимальная - 1437 кгс (14,096 кН).

За период в 25 суток изменение максимальной нагрузки составило 130 Н или 0,39%, в то время как значение минимальной нагрузки изменилось на 60 Н или 0,48%.

Рисунок 6.9 - Динамограмма скважины №1411, снятая за период, предшествующий ремонту на 28.12.2010.

Анализируя рисунок 6.9 видно, что максимальная нагрузка на шток составляет 3685 кгс (36,65 кН), а минимальная - 744,3 кгс (7,27 кН).

Рисунок 6.10 - Динамограмма скважины №1411, снятая за период, предшествующий ремонту на 30.12.2010.

Анализируя рисунок 6.10 видно, что максимальная нагрузка на шток составляет 3241,3 кгс (32,26 кН), а минимальная - 1256,19 кгс (12,39 кН).

За период в 2 дня изменение максимальной нагрузки составило 4,3 кН или 13,6%, а значение минимальной нагрузки изменилось на 5,12 кН или 70,4%.

Проведя анализ динамограмм скважин Илькинского месторождения, осложненных обрывностью штанговой колонны, на период предшествующий ремонту, можно сделать вывод о том, что, в большинстве случаев значение максимальной нагрузки с течением времени увеличивается, а значения минимальной нагрузки уменьшаются.

Анализируя динамограммы скважин Илькинского месторождения, осложненных обрывностью штанг, были получены максимальные и минимальные значения нагрузок, представленные в таблицах 6.1.

Таблица 6.1 - Максимальные и минимальные значения нагрузок скважин Илькинского месторождения, осложненных обрывностью штанговой колонны, до ремонта

Нагрузки	Номера скважин
	1411	1915	1991	2110Б	2024
P_max (кН)	до	36,65	32,26	33,22	33,089	30,26	31,96	29,66	30,34	30,24	29,93
	после	35,85	21,4	16,06	16,54	34,74	39,66	22,58	23,73	23,42	25,42
P_min (кН)	до	7,27	12,39	14,028	14,096	21,03	19,54	15,75	16,83	16,17	16,14
	после	8,67	13	10,6	10,54	12,57	11,318	15,87	15,55	18,17	16,45

Рассмотрим определение среднего напряжения, амплитуды напряжений и коэффициента асимметричности цикла до и после ремонта на примере скважины № 1411.

Определим среднее напряжение до ремонта по формуле (6.1) и (6.2):

; (6.1)

где

Р_max - максимальная нагрузка на шток, Н;

f_шт_i- площадь поперечного сечения штанг, определяемая по формуле:

; (6.2)

где

d_шт - диаметр штанговой колонны, равный 22 мм;

Отсюда:

; (6.3)

Подставляя полученные значения в формулу (6.3), определим среднее напряжение до ремонта:

Определим амплитуду напряжений до ремонта по формуле (6.5):

Коэффициент ассиметричности цикла определим по формуле (6.6):

Так как , , то цикл является колебательным.

Так как, экспериментальное значение не известно, то возьмем его приближенно () [35]:

(6.7)

Рассчитаем сопротивление материала усталости у_R, который определяется по следующим формулам:

Формула Джонсона-Гудмена:

(6.8)

Формула Гобелла:

(6.9)

Формула Джаспера:

(6.10)

Формула Одинга:

(6.11)

Формулы Гербера:

; (6.12)

(6.13)

Формула Гудмена:

(6.14)

Формула Содерберга:

(6.15)

Формула Серенсена-Кинасошвили:

(6.16)

где

у₀ - предел усталости для цикла пульсации, определяемый по формуле:

(6.17)

Тогда:

Формула Тимошенко:

(6.19)

Аналогичным образом определим максимальные и минимальные напряжения, среднее напряжение, амплитуду напряжений и коэффициент ассиметричности цикла после ремонта:

Формула Джонсона-Гудмена:

Формула Гобелла:

Формула Джаспера:

Формула Одинга:

Формулы Гербера:

Формула Гудмена:

Формула Содерберга:

Формула Серенсена-Кинасошвили:

Формула Одинга:

Формула Тимошенко:

Аналогичным способом определим среднее напряжение, амплитуду напряжений, коэффициент ассиметричности цикла и сопротивление материала усталости по формулам Джонсона-Гудмена, Гобелла, Джаспера, Одинга, Гербера, Гудмена, Содерберга, Серенсена-Кинасошвили, Тимошенко до и после ремонта для остальных скважин Илькинского месторождения, осложненных обрывностью штанговой колонны. Результаты расчётов представлены в таблице 6.3.

Таблица 6.3 - Результаты расчётов среднего напряжения, амплитуды напряжений и коэффициента асимметричности цикла до ремонта в скважинах Илькинского месторождения, осложненных обрывностью штанговой колонны

Номера скважин	Параметры
	Среднее напряжение, МПа	Амплитуда напряжений, МПа	Коэффициент асимметричности цикла
1411	57,8	38,66	0,2
	58,59	35,77	0,24
1915	61,08	18,52	0,53
	52,07	4,25	0,85
1991	67,5	12,15	0,69
	62,26	29,18	0,36
2110Б	59,76	18,31	0,53
	50,6	8,83	0,7
2024	62,18	25,26	0,42
	35,08	7,19	0,66

Таблица 6.4 - Результаты расчётов сопротивления материала усталости у_R по различным формулам, до и после ремонта по скважинам Илькинского месторождения, осложненных обрывностью штанговой колонны.

Номера скважин	у_R по формулам, МПа
	Джонсона-Гудмена	Гобелла	Джаспера	Одинга	Гербера	Гербера	Гудмена	Содерберга	Серенсена-Кинасошвили	Одинга	Тимошенкоа
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
1411	52,4	50,3	158,1	25,66	25,98	90,85	34,93	33,77	35,35	31,14	33
	53,7	51,0	129,3	277,4	25,91	73,27	34,42	33,81	35,4	31,16	33
1915	64,4	55,6	55,4	53,58	25,68	85,44	34,55	33,9	35,57	31,32	33
	82,1	60,6	25,74	233,4	26,5	74,33	34,1	33,55	34,97	31,46	33
1991	72,4	58,1	37,71	81,68	25,1	84,56	34,87	34,16	36	31,37	33
	57,6	52,9	84,99	34	25,5	74,65	34,61	33,95	35,65	31,21	33
2110Б	64,3	55,6	54,87	54,2	25,8	89,32	34,48	33,85	35,48	31,32	33
	72,8	58,3	37,03	112,3	26,6	73,22	34,03	33,45	34,87	31,42	33
2024	59,8	53,9	71,78	39,28	25,5	87,22	34,6	33,95	35,64	31,25	33
	70,5	57,6	40,46	13,8	28	63,54	33,25	32,88	33,83	31,46	33

Анализируя полученные результаты, можно сделать вывод о том, что почти во всех скважинах после ремонта значительно уменьшаются значения максимальных и минимальных нагрузок. Например, в скважине №2110Б до ремонта значение максимальных нагрузок составляло 29,66 кН, после 22,58 кН, откуда снижается усталостный износ металла штанг и увеличивает срок их безотказной работы. А значения минимальных нагрузок на колонну штанг увеличились с 15,87 кН до 15,75 кН.

Исходные данные для расчёта максимальных и минимальных нагрузок скважин Илькинского месторождения, осложненных обрывностью штанговой колонны, представлены в таблице 7.1 [31].

Таблица 7.1 - Параметры скважин Илькинского месторождения, осложненных обрывностью штанговой колонны до и после оптимизации параметров глубинно-насосного оборудования.

Параметры	Номера скважин
	1411	1915	1991	2110Б	2024
	до	после	до	после	До	после	до	после	до	после
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
Глубина подвески насоса, м	947,7	917,7	851,9	821,9	903,5	883,5	897,2	877,2	819,5	859,5
Длина хода, м	2,1	2,1	2,1	2,1	3,5	3,5	2,1	2,1	2,1	2,1
Число качаний, кач./мин.	4,4	4,4	3,1	3,1	3,2	3,2	2,8	2,8	3,4	3,4
Плотность пластовой нефти, кг/м³	876	876	881	881	879	879	880	880	875	875
Плотность пластовой воды, кг/м³	1160	1160	1040	1040	1143	1143	1140	1140	1160	1160
Плотность дегазированной нефти, кг/м³	907	907	910	910	900	900	912	912	901	901
Давление на выкиде насоса, МПа	8,9	6,5	10,1	6,3	8,9	6,6	9,3	10,2	8,9	7,3
Давление во всасывающем цилиндре, Мпа	1,36	1,36	1,36	1,36	1,4	1,4	1,4	1,4	1,46	1,46
Давление насыщения, Мпа	4,56	4,56	4,66	4,66	4,68	4,68	4,68	4,68	4,89	4,89
Диаметр штанг 1-ой ступени, мм

Страница:

курсовая работа "Анализ причин обрывов штанговых колонн при эксплуатации скважин, оборудованных ШСНУ, на примере Илькинского месторождения НГДУ "Туймазанефть"" скачать

Подобные документы

Анализ проблем эксплуатации малодебитных скважин, оборудованных штанговыми скважинными насосными установками, в условиях Ямашинского месторождения НГДУ "Ямашнефть"
Ретроспективный обзор проблем эксплуатации малодебитных скважин. Характеристика основных причин подземных ремонтов скважин объекта. Влияние режима откачки продукции на работоспособность штангового глубинного насоса в скважинах промыслового объекта.

курсовая работа [2,3 M], добавлен 13.12.2022
Осложнения в процессе эксплуатации скважин Талаканского месторождения
Процесс добычи нефти и природного газа. Эксплуатация скважин с помощью штанговых глубинно-насосных установок. Исследование процесса эксплуатации скважин Талаканского месторождения. Анализ основных осложнений, способы их предупреждения и ликвидация.

курсовая работа [2,2 M], добавлен 11.06.2014
Работа скважин в условиях Западно–Сургутского месторождения
Характеристика продуктивных горизонтов и состояние разработки месторождений. Распределение добывающего фонда скважин по способам эксплуатации. Анализ фонда скважин. Распределение причин выхода из строя штанговых насосов по виновным организациям.

дипломная работа [5,7 M], добавлен 17.06.2012
Анализ работы фонда скважин Сологаевского месторождения пласта Д1+Д2, оборудованных УЭЦН и расчет параметров оборудования
Географическое расположение Сологаевского месторождения. Геолого-физическая характеристика объекта. Физико-химические свойства и состав нефти и воды. Анализ работы фонда скважин, оборудованных ЭЦН. Возможные причины отказов оборудования при эксплуатации.

курсовая работа [1,6 M], добавлен 10.09.2013
Повышение эффективности эксплуатации скважин, оборудованных УШГН в ЦДНГ-1 ООО НГДУ "Октябрьскнефть"
Геолого-физическая характеристика Троицкого месторождения в ООО НГДУ "Октябрьскнефть". Динамика и состояние разработки скважин, технологии повышения нефтеотдачи пластов. Расчет экономической эффективности обработки добывающих скважин реагентом СНПХ-9633.

дипломная работа [143,4 K], добавлен 25.09.2014
Эксплуатация скважин в осложненных условиях
Оценка технологической и экономической эффективности основных способов эксплуатации скважин с использованием различных типов насосов. Особенности добычи нефти с применением штанговой глубинно-насосной установки, ее конструкция и выбор варианта компоновки.

презентация [763,1 K], добавлен 04.12.2013
Анализ эффективности эксплуатации скважин в условиях формирования асфальтосмолопарафиновых отложений и высоковязких эмульсий на скважинах, оборудованных штангововыми насосными установками на примере Манчаровской площади Игметского месторождения
Геологическое строение эксплуатационных объектов и емкостно-коллекторские свойства продуктивных отложений. Состав и физико-химические свойства пластовых флюидов. Технико-эксплуатационная характеристика фонда скважин. Рекомендации по их эксплуатации.

курсовая работа [4,9 M], добавлен 15.02.2012
Методы предупреждения и ликвидации гидратообразования при эксплуатации газовых скважин на примере месторождения Узловое
Геологическая характеристика месторождения, технологические показатели его разработки. Особенности эксплуатации газовых скважин. Причины гидратообразования, его условия и способы ликвидации. Применение метода подачи метанола на забой газовых скважин.

дипломная работа [3,1 M], добавлен 25.01.2014
Повышение эффективности эксплуатации скважин на нефтяном месторождении
Геолого-физическая характеристика месторождения. Поисково-разведочное и эксплуатационное бурение. Исследования пластовых флюидов. Основные этапы проектирования разработки месторождения. Анализ структуры фонда скважин и показателей их эксплуатации.

дипломная работа [2,6 M], добавлен 27.04.2014
Технология нефтедобычи в ОАО "Кыргызнефтегаз"
Цикл строительства скважин. Эксплуатация нефтяных и нагнетательных скважин. Схема скважинной штанговой установки. Методы увеличения производительности скважин. Основные проектные данные на строительство поисковых скважин № 1, 2 площади "Избаскент – Алаш".

отчет по практике [2,1 M], добавлен 21.11.2014

Другие документы, подобные "Анализ причин обрывов штанговых колонн при эксплуатации скважин, оборудованных ШСНУ, на примере Илькинского месторождения НГДУ "Туймазанефть""

весь список подобных работ

скачать работу можно здесь

сколько стоит заказать работу?

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.