Эксплуатация скважин

Размещено на http://www.allbest.ru/

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ

Государственное образовательное учреждение

Высшего профессионального образования

«НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ

ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»

РЕФЕРАТ

по дисциплине «ОСНОВЫ НЕФТЕГАЗОПРОМЫСЛОВОГО ДЕЛА»

на тему: «Эксплуатация скважин с применением УШСН в НГДУ»

Стрежевой 2014

Содержание

скважинный насосный штанговый нефть

Введение

1. Область применения штанговых скважинных насосных установок (УШСН)

2. Новые технологические и технические решения при добыче нефти в осложненных условиях с применением ШСНУ

3. Правила безопасности при эксплуатации скважин штанговыми насосами

4. Охрана труда

Заключение

Список литературы

Введение

Историю нефтедобывающей промышленности России и СССР условно можно разделить на следующие этапы. Первый этап -- с 1863 по 1920-е годы В этот период добыча нефти в России связана, в основном, с полуостровом Апшерон и Северным Кавказом, хотя бурение на нефть ведется и в других регионах России. Этап характеризуется неравномерным развитием. Преобладает ударное бурение; добыча, в основном, желонкой. Но уже в этот период появляются работы, заложившие фундамент современного состояния отрасли. Революционным шагом явилась и замена паровой машины электро- двигателем. Второй этап -- с 1921 по 1950-е годы Данный этап истории развития отечественной нефтяной промышленности является плановым. В этот период совершенствуется бурение скважин, а также создается новая техника для эксплуатации. Этап характеризуется организацией высших учебных заведений нефтегазового профиля, а также созданием сети научно-исследовательских и проектных институтов, что дало мощный толчок развитию нефтегазовой отрасли. Существенное влияние на освоение новых нефтяных регионов, в частности, Урало-Поволжья, оказал XVII съезд партии, который принял программу развития этого важнейшего для страны нефтяного района. Ударное бурение заменяется роторным, а затем и турбинным. Разрабатываются новые способы породоразрушения: электробур, взрывное бурение. Освоено производство штанговых глубинных насосов, другого оборудования для добычи нефти. Третий этап -- с 1951 по 1990-е годы Характеризуется мощным развитием нефтегазового комплекса страны, в результате чего СССР восстанавливает позицию крупнейшей в мире нефтедобывающей державы. В целом, этап характеризуется автоматизацией и диспетчеризацией объектов добычи и подготовки нефти, широким промышленным использованием последних достижений нефтяной науки в виде различных систем искусственного регулирования процесса выработки запасов, таких, как: поддержание пластового давления заводнением; различные технологии увеличения нефтеотдачи пластов, связанные как с воздействием в целом на залежь, так и на призабойные зоны скважин. Широко применяются современные технологии, материалы и оборудование на всех стадиях поисков, разведки и разработки месторождений. Современная вычислительная техника расширила возможности поиска рациональных решений сложнейших задач нефтегазового комплекса. В этот период освоен мощный нефтегазовый регион страны -- Западная Сибирь. Четвертый этап -- с 1991 года по настоящее время Объективно этап характеризуется акционированием в значительной степени нефтяного комплекса страны, падением годовой добычи нефти, значительным фондом простаивающих эксплуатационных скважин, коммерциализацией научных учреждений нефтяного комплекса и существенным снижением доли фундаментальных научных исследований вследствие практически полного прекращения их финансирования.

1. Область применения штанговых скважинных насосных установок (УШСН)

Две трети фонда (66 %) действующих скважин стран СНГ (примерно 16,3 % всего объема добычи нефти) эксплуатируются УШСН. Дебит скважин составляет от десятков килограммов в сутки до нескольких тонн. Насосы спускают на глубину от нескольких десятков метров до 3000 м, а в отдельных скважинах на 3200 ч 3400 м. ШСНУ включает: 1.?Наземное оборудование: станок-качалка (СК), оборудование устья. 2.?Подземное оборудование: насосно-компрессорные трубы (НКТ), насосные штанги (НШ), штанговый скважинный насос (ШСН) и различные защитные устройства, улучшающие работу установки в осложненных условиях. Отличительная особенность УШСН состоит в том, что в скважине устанавливают плунжерный (поршневой) насос, который приводится в действие поверхностным приводом посредством колонны. Штанговые скважинные насосы ШСН обеспечивают откачку из скважин жидкости, обводненностью до 99?%, абсолютной вязкостью до 100 мПа·с, содержанием твердых механических примесей до 0,5?%, свободного газа на приеме до 25?%, объемным содержанием сероводорода до 0,1?%, минерализацией воды до 10 г/л и температурой до 130 °С. По способу крепления к колонне НКТ различают вставные (НСВ) и невставные (НСН) скважинные насосы (рис. 9.2, 9.3). У невставных (трубных) насосов цилиндр с седлом всасывающего клапана опускают в скважину на НКТ. Плунжер с нагнетательным и всасывающим клапаном опускают в скважину на штангах и вводят внутрь цилиндра. Плунжер с помощью специального штока соединен с шариком всасывающего клапана. Недостаток НСН - сложность его сборки в скважине, сложность и длительность извлечения насоса на поверхность для устранения какой- либо неисправности. Вставные насосы целиком собирают на поверхности земли и опускают в скважину внутрь НКТ на штангах. НСВ состоит из трех основных узлов: цилиндра, плунжера и замковой опоры цилиндра. В трубных же насосах для извлечения цилиндра из скважины необходим подъем всего оборудования (штанг с клапанами, плунжером и НКТ). В этом коренное отличие между НСН и НСВ. При использовании вставных насосов в 2 ч 2,5 раза ускоряются спуско-подъемные операции при ремонте скважин и существенно облегчается труд рабочих. Однако подача вставного насоса при трубах данного диаметра всегда меньше подачи невставного.

Простое в конструктивном отношении устройство, разработанное и освоенное в начале 20-х годов, стало самым распространенным способом добычи нефти как у нас, так и за рубежом. Оборудование для эксплуатации скважин этим способом включает (рис. 1): штанговый глубинный насос 19, систему насосно-компрессорных труб 17 и штанг 18, на которых насос подвешивается в скважине, приводную часть индивидуальной штанговой установки балансирного типа, состоящую из станка-качалки и электродвигателя 3, устьевое оборудование скважины 15, предназначенное для подвески насосных труб и герметизации устья, приспособления 13 и 14 для подвески насосных штанг к головке балансира станка-качалки.

В скважину на колонне НКТ под уровень жидкости спускают цилиндр насоса 24, в нижней части которого установлен приемный клапан 27, открывающийся только вверх. Затем на насосных штангах внутрь НКТ спускают поршень 25, называемый плунжером, который устанавливают в цилиндр насоса.

Плунжер имеет один или два клапана, открывающиеся только вверх, называемые выкидными 26 или нагнетательными. Верхний конец штанг прикрепляют к головке переднего плеча балансира станка-качалки. Для направления жидкости из НКТ в выкидную линию и предотвращения ее разлива на устье скважины устанавливают тройник и выше него сальник 21, через который пропускается сальниковый шток 14.

Рис. 1. Штанговая глубинно-насосная установка:

I - устьевое оборудование; II - подвеска труб и штанг; III - глубинный насос; IV - газовый или песочный якорь; 1 - фундамент; 2 - рама; 3 - электродвигатель; 4 - редуктор; 5 - кривошип; 6 - груз; 7 - шатун; 8 - груз балансира; 9 - стойка; 10 - балансир; 10 - механизм фиксации головки балансира; 12 - головка балансира; 13 - канатная подвеска; 14 - сальниковый шток; 15 - оборудование устья скважины; 16 - обсадная колонна; 17 - насосно-компрессорные трубы; 18 - колонна штанг; 19 - глубинный насос; 20 - газовый якорь; 21 - сальник устьевой; 22 - муфта трубная; 23 - муфта штанговая; 24 - цилиндр насоса; 25 - плунжер насоса; 26 - нагнетательный (выкидной) клапан; 27 - всасывающий (приемный) клапан

Скважинный насос приводится в действие от станка-качалки, в котором вращательное движение, получаемое от двигателя при помощи редуктора 4, кривошипно-шатунного механизма и балансира 10, преобразуется в возвратно-поступательное движение, передаваемое плунжеру скважинного насоса.

Различные по принципу действия и конструкции глубиннонасосные установки получили широкое распространение не только для добычи нефти, но и для эксплуатации водяных, гидротермальных и других скважин. Многообразие глубиннонасосных установок требует их классификации.

Можно выделить следующие основные признаки классификации глубиннонасосных установок:

1. По принципу действия глубинного насоса

- плунжерные (поршневые),

- центробежные,

- винтовые,

- струйные,

- вибрационные (звуковые),

- диафрагменные,

- роторно-поршневые и др.

2. По типу передачи энергии глубинному насосу от приводного двигателя

- штанговые,

- бесштанговые.

Скважинные штанговые насосные установки делятся на:

- балансирные,

- безбалансирные,

а по типу используемого привода на:

- механические,

- гидравлические,

- пневматические.

Бесштанговые глубиннонасосные установки делятся по типу используемого привода и его местоположению;

- с электроприводом,

- с гидроприводом,

- с приводом, расположенным на поверхности,

- с приводом, расположенным в скважине.

3. По назначению: подача

- для эксплуатации низкодебитных скважин,

- для эксплуатации среднедебитных скважин,

- для эксплуатации высокодебитных скважин высота подъема (напор)

- для эксплуатации неглубоких скважин,

- для эксплуатации скважин средней глубины,

- для эксплуатации глубоких скважин.

В мировой практике нефтедобычи получили распространение следующие глубиннонасосные установки:

1. Скважинные штанговые насосные установки (СШНУ).

2. Установки погружных центробежных насосов с электроприводом (УЭЦН).

3. Установки гидравлических поршневых насосов (УГПН).

4. Установки с винтовыми насосами и электроприводом (УЭВН).

5. Установки с диафрагменными насосами и электроприводом (УЭДН).

6. Установки со струйными насосами (УСН).

Не все из перечисленных глубиннонасосных установок играют одинаковую роль в добыче нефти.

В нашей стране наибольшее распространение по фонду добывающих скважин получили СШНУ, а по объему добычи - УЭЦН. Это связано с тем, что установки СШНУ предназначены для эксплуатации низко- и среднедебитных скважин, а установки УЭЦН - для эксплуатации средне- и высокодебитных скважин. Остальные установки (УГПН, УЭВН, УЭДН, УСН) ни по фонду добывающих скважин, ни по добыче нефти не могут пока конкурировать с СШНУ и УЭЦН и предназначены для определенных категорий скважин.

Остановимся вкратце на делении скважин на низко-, средне- и высокодебитные. Классификация скважин по дебиту связана, в основном, с высотой подъема жидкости, т.к. с ростом высоты подъема жидкости возможная подача большинства глубиннонасосных установок достаточно быстро снижается (а следовательно, и снижается возможный дебит скважины, который определяется в данном случае возможной подачей насосной установки). Взаимосвязь высоты подъема жидкости и подачи установки как для СШНУ, так и для УЭЦН может быть выражена уравнением гиперболы:

Q = AIH,

где Q - подача установки (дебит скважины), м7сут; Н - высота подъема жидкости, м;

А - постоянная числовая величина, имеющая размерность м*/сут и выбираемая из практических соображений.

Данная зависимость может быть использована в определенных ограниченных пределах по подаче и высоте подъема. Так, для СШНУ такие ограничения обусловлены фактической работоспособностью колонны штанг, используемой для передачи плунжеру глубинного насоса возвратно-поступательного движения от наземного привода (станка-качалки), а для УЭЦН - характеристиками Q-Н выпускаемых погружных центробежных насосов. Естественно, для разлитых глубиннонасосных установок пределы по подаче и высоте подъема различны. Поэтому во избежание неоднозначности границ между низко-, средне- и высодеб1ггными скважинами для различных глубиннонасосных установок, проведем разделение на рассматриваемые категории скважин для СШНУ. Исходя из этого, в дальнейшем зависимость будет использована в следующих пределах: по подаче Q < 100 м7сут, по высоте подъема Н < 3000 м.

Для выпускаемого в настоящее время оборудования СШНУ можно принять постоянную величину А, равной 4-10" м"/сут, и с использованием этой величины определить границу между средне- и высокодебитными скважинами:

Q = 410VH.

Исходя из пределов использования выражения , к высоко-дебитным скважинам относятся скважины с дебитом более 100 м/ сут, независимо от высоты подъема, и с высотой подъема более 3000 м, независимо от дебита. К низкодебитным скважинам будем относить такие, дебит которых не более 5,0 мУсут при высоте подъема менее 3000 м. Скважины, которые не попадают в группы высоко- и низкодебитных, относят к среднедебитным.

По высоте подъема жидкости все скважины условно могут быть разделены на следующие категории:

1. Неглубокие - при высоте подъема до 450 м.

2. Средней П1убины-при высоте подъема жидкости от 450до 1350 м.

3. Глубокие - при высоте подъема более 1350 м.

Технико-экономические расчеты, а также длительная практика применения СШНУ и УЭЦН показали, что приведенные области применения глубиннонасосного оборудования являются достаточно обоснованными и позволяющими сделать два принципиальных вывода:

1. Установки штанговых скважинных насосов предназначены, в основном, для эксплуатации низко- и среднедебитных неглубоких и средней глубины скважин, хотя могут оставаться рентабельными при эксплуатации высокодебитных и глубоких скважин (в определенных пределах).

2. Установки погружных центробежных электронасосов предназначены, в основном, для эксплуатации средне- и высокодебитных скважин различной глубины.

Рассмотрим более подробно эксплуатацию скважин СШНУ.

Рис. №1 Области и границы различных категорий скважин по дебиту и высоте подъема:

1 - граница между низко- и среднедебитными скважинами; 2 - граница между средне- и высокодебитными скважинами; 3 - граница между глубокими и средней глубины скважинами; 4 - граница между неглубокими и средней глубины скважинами.

При эксплуатации скважин штанговыми глубиннонасосными установками используются различные плунжерные насосы. К настоящему времени создано большое количество плунжерных насосов, различающихся не только конструкциями, но и областью их применения в различных эксплуатационных условиях.

2. Новые технологические и технические решения при добыче нефти в осложненных условиях с применением 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.

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 ОАО «Оренбургнефть» 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. Подавляющее число месторождений высоковязких нефтей Оренбуржья относятся к первой группе. 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. Так, в УГНТУ разработаны и с положительным эффектом испытаны способы подачи химреагентов как в затрубное пространство скважины, так и непосредственно на прием штангового насоса. 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. Такой метод разработан и применен в НГДУ «Туймазанефть» (Башкортостан) при эксплуатации скважин УЭЦН.

Во ВНИИ нефти для этой цели использован «Шнек», монтируемый в хвостовике перед приемом глубинного штангового насоса. По данным авторов, применение этого устройства позволило увеличить производительность штангового насоса на 20 %.

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.

Разработана серия скважинных электронагревателей индукционного типа, которые могут монтироваться на приеме или выкиде насоса и работать одновременно с ним.

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.

3. Правила безопасности при эксплуатации скважин штанговыми насосами

Устье скважины должно быть оборудовано арматурой и устройством для герметизации штока. Обвязка устья периодически фонтанирующей скважины должна позволять выпуск газа из затрубного пространства в выкидную линию через обратный клапан и смену набивки сальника штока при наличии давления в скважине. До начала ремонтных работ или перед осмотром оборудования периодически работающей скважины с автоматическим, дистанционным или ручным пуском электродвигатель должен отключаться, а на пусковом устройстве вывешивается плакат: "Не включать, работают люди". На скважинах с автоматическим и дистанционным управлением станков-качалок вблизи пускового устройства на видном месте должны быть укреплены плакаты с надписью "Внимание! Пуск автоматический". Такая надпись должна быть и на пусковом устройстве. Система замера дебита скважин, пуска, остановки и нагрузок на полированный шток (головку балансира) должны иметь выход на диспетчерский пункт. Управление скважиной, оборудованной ШСН, осуществляется станцией управления скважиной типа СУС - 01 (и их модификации), имеющий ручной, автоматический, дистанционный и программный режим управления. Виды защитных отключений ШСН: перегрузка электродвигателя (>70% потребляемой мощности); короткое замыкание; снижение напряжения в сети (<70% номинального); обрыв фазы; обрыв текстропных ремней; обрыв штанг; неисправность насоса; повышение (понижение) давления на устье. Для облегчения обслуживания и ремонта станков-качалок используются специальные технические средства такие, как агрегат 2АРОК, маслозаправщик МЗ - 4310СК.

4. Охрана труда

На предприятиях составляется и утверждается главным инженером график проведения проверки герметичности фланцевых соединений, арматуры и других источников возможных выделений сероводорода.

Для перекачки сероводородсодержащих сред должны использоваться насосы с двойным торцовым уплотнением или с электромагнитными муфтами.

Сточные воды установок подготовки нефти, газа и газоконденсата должны подвергаться очистке, а при содержании сероводорода и других вредных веществ выше ПДК - нейтрализации.

До вскрытия и разгерметизации технологического оборудования необходимо осуществлять мероприятия по дезактивации пирофорных отложений.

Перед осмотром и ремонтом, ёмкости и аппараты должны быть пропарены и промыты водой для предотвращения самовозгорания природных отложений. По дезактивации пирофорных соединений должны осуществляться мероприятия с применением пенных систем на основе ПАВ либо других методов, отмывающих системы аппаратов от этих соединений.

Во избежание самовозгорания природных отложений, при ремонтных работах, все узлы и детали технологического оборудования должны быть смочены техническими моющими составами (ТМС).

При наличии на объектах добычи газо- и продукта с большим геометрическим объёмом, необходимо секционировать их путём автоматических задвижек, обеспечивающих наличие в каждой секции при нормальном рабочем режиме не более 2000 - 4000 м3 сероводорода.

На установках в помещениях и на промплощадках, где возможно выделение сероводорода в воздух рабочей зоны, должен осуществляться постоянный контроль воздушной среды и сигнализации опасных концентраций сероводорода.

Место установки датчиков стационарных автоматических газосигнализаторов определяется проектом обустройства месторождения с учётом плотности газов, параметров изменяемого оборудования, его размещения и рекомендации поставщиков.

Контроль за состоянием воздушной среды на территории промысловых объектов должен быть автоматическим с выводом датчиков на диспетчерский пункт.

Замеры концентрации сероводорода газоанализаторами на объекте должны проводиться по графику предприятия, а в аварийных ситуациях - газоспасательной службой с занесением результатов в журнал.

Заключение

УШСН предназначены для откачивания из нефтяных скважин жидкости обводненностью до 99 %, температурой не более 130 °С, содержанием сероводорода не более 50 мг/л, минерализацией воды не более 10 г/л.

С точки зрения экономических возможностей УСШН могут обеспечить высокий напор в ограниченном диапазоне подач от 5до 50м3/сут. В области подач от 1 до 40 м3/сут УСШН имеет более высокий КПД по сравнению с другими способами добычи нефти и при подаче, равной 35 м3/сут, может достигать максимального значения. Таким образом, УСШН хорошо приспособлена для работы в условиях малого и среднего дебита нефти. Независимо от конструкций основных узлов, для всех УШСН характерны следующие особенности: 1) Значительное удаление гидравлической части насоса от механической, т.е. плунжера с цилиндром от кривошипно-шатунного механизма; 2) Вертикальное расположение основных элементов установки; 3) Малый поперечный размер деталей, входящих в гидравлическую часть установки.

Список литературы

1. Ибрагимов Л.Х., Мищенко И.Т., Челоянц Д.К. Интенсификация добычи нефти. - М: Наука,2000.

2. Ивановский В.Н., Дарищев В.И., Сабиров А.А., Каштанов В.С., Пекин С.С. Скваженные насосные установки для добычи нефти и газа. - М: Нефть и газ, 2002.

3. Кушенов А.У., Ермеков М.М., Ажикенов Н.С. Скваженные насосные установки. Штанговые скваженные насосные установки с механическим приводом, 2002.

4. Мищенко И.Т. Скваженная добыча нефти. - М: Нефть и газ, 2003.

Размещено на Allbest.ru