ДОБЫЧА НЕФТИ С ПРИМЕНЕНИЕМ ШСНУ

2.1. АНАЛИЗ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ДОБЫЧИ НЕФТИ С ПРИМЕНЕНИЕМ ШСНУ

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. 2.1): штанговый глубинный насос 19, систему насосно-компрессорных труб /7 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.

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.

 

clip_image002


Рис. 2.1. Штанговая глубинно-насосная установка:

/ — устьевое оборудование; // — подвеска труб и штанг; /// — глубинный насос;

IV газовый или песочный якорь; / — фундамент; 2 — рама; 3 —электродвигатель; 4 — редуктор; 5 — кривошип; 6 — груз; 7 — шатун; 8 — груз

балансира; 9 — стойка; 10 — балансир; / / — 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

При ходе плунжера вверх под ним падает давление и всасывающий клапан под давлением столба жидкости в затрубном пространстве открывается, жидкость из скважины поступает в цилиндр насоса. В это время нагнетательный клапан плунжера закрыт под давлением столба находящейся под ним жидкости. При ходе плунжера вниз приемный клапан под давлением столба жидкости в насосных трубах закрывается, а клапан, расположенный на плунжере, открывается, и жидкость поступает в насосно-компрессорные трубы. При непрерывной работе плунжера всасывание и нагнетание чередуются, в результате чего при каждом ходе некоторое количество жидкости поступает в НКТ. Уровень жидкости в них постепенно повышается и достигает устья скважины: жидкость начинает переливаться в выкидную линию через тройник с сальниковым устройством.

Простота обслуживания и надежность скважинных насосов, высокий КПД, гибкость в отношении регулирования, отборов жидкости с различных глубин, возможность их применения в осложненных горно-геологических условиях эксплуатации и ряд других преимуществ вывели этот способ на ведущее место в нефтедобывающей отрасли. Штанговыми насосами в настоящее время на месторождениях России оборудовано более 70 % добывающих скважин.

Структура фонда скважин, охватывающая месторождения ОАО "Оренбургнефть", показывает, что более 90 % скважин эксплуатируются механизированным способом. Из них 62 % (1999 г.) составляют установки штанговых глубинных насосов, добыча по которым в сутки составляет по жидкости 13 %, а по нефти -около 24 % от всей добычи по ОАО "Оренбургнефть" (табл. 2.1) и (рис. 2.2).

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

Таблица 2.1

Показатели эксплуатации скважин с применением ШСНУ в ОАО "Оренбургнефть" за 1994-1999 гг.

Показатель

Годы

1994

1995

1996

1997

1998

1999

Действующий фонд скважин

1146

1135

1072

1190

943

1214

Добыча нефти, % общей добычи

19

21

21

23

23

24

Добыча жидкости, % общей

14

15

15

20

19

20

добычи

Среднесуточный дебит, т/сут:

по нефти

3,7

4,2

4,4

4,7

4,5

4,0

по жидкости

7,6

8,3

9,1

9,1

10,6

10,5

Обводненность добываемой

50,8

49,6

51,5

51,5

57,1

57,7

жидкости, % (по массе)

Межремонтный период, сут

354

325

318

318

370

365

по объединению. Поэтому улучшение технико-экономических показателей эксплуатации скважин ШСНУ в настоящее время является важным резервом сохранения или наращивания добычи этим способом, несмотря на появление более современных установок, целесообразность применения которых в соответствующих горно-геологических условиях не вызывает сомнений.

Рассмотрим состояние работы фонда скважин на месторождениях ОАО "Оренбургнефть", оборудованных ШСНУ, и обозначим технологические и технические возможности их дальнейшего совершенствования.

Характеристика фонда скважин, эксплуатируемых с помощью ШСНУ, по типоразмерам применяемых насосов приведена в табл. 2.2, из которой видно, что преобладающими (80 %) по диаметру являются насосы 44 мм. Среднесуточная добыча жидкости на одну установку составляет 7-10, нефти — 4,40 т/сут. Коэффициент использования насосов по производительности при общепринятых значениях длины хода 1,5 м и числе ходов 5 составляет 0,62, что является удовлетворительным показателем для многих месторождений России.

В последние годы происходит наращивание удельного отбора жидкости на одну установку при некотором общем снижении производительности установок по жидкости, что указывает на повышение эффективности использования оборудования за счет снижения ремонтного фонда и повышения межремонтного периода.

Глубина подвески насосов остается стабильной в течение последних лет и соответствует предельным значениям надежности отечественных штанг.

На промыслах ОАО "Оренбургнефть" в основном эксплуатируется серийное оборудование, которое выпускалось заводами

clip_image005

 

Рис. 2.2. Динамика показателей эксплуатации ШСНУ по объектам ОАО "Оренбургнефть":

/ — фонд скважин с ШСНУ, %; // — доля ШСНУ в добыче нефти, %; /// — доля ШСНУ в добыче жидкости,

Таблица 2.2 Типоразмеры ШГН, применяемых в ОАО "Оренбургнефть" (1998 г.)

Диаметр

 

НГДУ

НГДУ "Бузу-

НГДУ

ОАО "Орен-

насоса, мм

Тип насоса

"Бугурус-ланнефть"

лукнефть"

"Соро-чинскнефть"

бургнефть"

32

Вставные (НВ)

4

30

6

40

 

Невставные (НН)

26

77

9

112

38

Вставные (НВ)

22

3

25

 

Невставные (НН)

1

95

74

170

44

Вставные (RH-175)

18

12

1

31

 

Невставные (ТНМ-

391

211

165

767

 

175) (Австрия)

       

51

Вставные (HF)

2

2

 

Невставные (США)

8

8

57

Вставные (НВ)

 

Невставные (НН)

58

58

6

122

68

Вставные (НВ)

 

Невставные (НН)

Итого

 

498

515

264

1277

Азербайджанской республики: СК (ГОСТ 5866-66, ГОСТ 5866-76, ГОСТ 5866-86), СКД (ОСТ 26-16-08-87, г. Екатеринбург), ПШГН-8-3-5500 (завод Уралтрансмаш, г. Екатеринбург), МК-8-3-4000 (г. Орск), Лафкин-9,7 (США), МР-12 (Румыния), штанговые глубинные насосы вставного и невставного типов, по ГОСТ 6444-78. В последние годы получают широкое применение насосы, выпускаемые АО "Ижнефтемаш" по стандарту API. Используются насосно-компрессорные трубы, по ГОСТ 633-80, и штанга, по ГОСТ 13877-80.

С одной стороны, такое разнообразие типов СК дает возможность выбрать в процессе работы наиболее надежную конструкцию, а с другой — осложняет их эксплуатацию.

Компоновка оборудования не отличается от схем, принятых на большинстве месторождений России.

Основными направлениями работ по повышению эффективности процессов добычи нефти с применением ШСНУ в ОАО "Оренбургнефть" в последние годы являются:

1) совершенствование методов подбора оборудования к
условиям конкретной скважины и режима его работы, а также
поддержание оптимальных условий эксплуатации в течение всего
межремонтного периода;

2) разработка новых и совершенствование существующих
технических средств для эксплуатации ШСНУ;

3) разработка и применение специальных конструкций
насосов для добычи высоковязких нефтей и водонефтяных
эмульсий;

4) применение специальных технологических приемов для
эксплуатации ШСНУ в осложненных горно-геологических и
технологических условиях;

5) разработка и применение безбалансирного привода для
штангового насоса, разработанного инженерами объединения
совместно с исследовательскими институтами и заводами;

6) разработка и внедрение мероприятий по экономии
электроэнергии при добыче нефти с помощью ШСНУ.

Значительная часть фонда скважин, оборудованных ШСНУ в ОАО "Оренбургнефть", приходится на долю НГДУ "Бугурусланнефть".

Ряд показателей эксплуатации, полученных в этом НГДУ, могут с полным основанием считаться показателями акционерного общества в целом.

Рассмотрим состояние эксплуатации фонда скважин с ШСНУ НГДУ "Бугурусланнефть", тем более, что ими извлекаются на сегодня 47 % нефти от всей добычи НГДУ (табл. 2.3) и 30 % всей жидкости.

Для добычи нефти применяется весь спектр типоразмеров штанговых насосов — трубные и вставные диаметрами 28, 32, 43, 56, 68 мм. Глубина подвески насосов находится в интервале 900—1200 м. Глубина динамических уровней в большинстве скважин в среднем составляет 1060 м, а глубина погружения штанговых насосов под динамический уровень — 120 м. Незначительное погружение насосов под динамический уровень приводит к снижению коэффициентов подачи большинства скважин. Так, в ЦДНГ-1 лишь 56 % насосов эксплуатируется с коэффициентом подачи больше 0,5.

Межремонтный период скважин в последние годы остается стабильным на уровне 281 сут. Среднесуточная добыча нефти и жидкости на одну скважину также стабильна и составляет соответственно 7,2-7,5 т и 24,3-24,9 м3. Количество подземных ремонтов 1122-1187 единиц в год.

Минимальные изменения показателей говорят об удовлет­ворительной работе фонда, отработанной технологии, надеж­ной работе техники, систематическом проведении комплекса мероприятий по приведению в соответствие добывных возможностей скважин с производительностью применяемого

Таблица 2.3

Динамика показателей эксплуатации скважин с применением ШСНУ в НГДУ "Бугурусланнефть"

Показатель

Годы анализа

1991

1992

1993

Действующий фонд, всего

580

582

569

В том числе ШСНУ

420

429

428

Годовая добыча нефти по способам, тыс. т

1400

1385

1398

В том числе ШСНУ

617

647

653

Годовая добыча жидкости, тыс. т

4590

4582

4697

В том числе ШСНУ

1300

1422

1389

Среднесуточная добыча нефти на одну скважину за год,

7,5

7,2

7,4

т/сут

В том числе ШСНУ

4,8

4,7

4,4

Среднесуточная добыча жидкости на одну скважину за

24,7

24,3

24,9

год, т/сут

В том числе ШСНУ

10,9

11,3

11,8

Межремонтный период, сут

288

272

288

В том числе ШСНУ

279

261

281

Общее количество подземных ремонтов

1122

1187

1183

В том числе ШСНУ

809

884

834

Средний коэффициент подачи, доли ед.

0,46

0,47

0,50

Средняя глубина подвески насоса, м

1800

1180

1169

Среднее значение погружения насоса под динамический

120

120

120

уровень, м

оборудования.

Применительно к горно-геологическим и технологическим условиям объектов разработки была разработана методика и проведен анализ причин технологического и технического порядка, оказавших влияние на показатели эксплуатации скважин. Приведем некоторые результаты этой работы, которые позволили в дальнейшем улучшить показатели эксплуатации скважин с ШСНУ.

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).

При расчетах принималось, что скважины, отнесенные к обеим группам, откачивают однотипную по физико-химическим свойствам жидкость, в них спущены насосы с одинаковыми зазорами между цилиндром и плунжером.

Среднее уменьшение подачи насоса из-за упругого удлинения труб и штанг в долях от его условно теоретической производительности Оут

 

и в долях от фактического дебита Оф

-2^ = — , (2.2)

где qx среднее уменьшение подачи насоса из-за упругого удлинения труб и штанг, м3/сут; X — суммарное упругое удлинение труб и штанг, м; S — длина хода полированного штока, м; а — коэффициент подачи насоса.

Суммарное упругое удлинение труб и штанг

^ = ^Mfi + il (2.3)

где d диаметр плунжера, м; рж — плотность откачиваемой жидкости, кг/м; д — ускорение свободного падения, м/с2; LH -глубина подвески насоса, м; Е — модуль упругости стали, Н/м2 = = 0,21ТПа = 0,211012Па); fm, fT площадь сечения по телу соответственно штанг и труб, м2.

Результаты расчетов приведены в табл. 2.4.

Среднюю потерю производительности насоса из-за утечек в нем и трубах в долях от его средней теоретической производительности QT определяли по формулам:

при полном заполнении цилиндра

g6b _QbQt V (24)

при неполном заполнении цилиндра

q =<LbQ (2.5)

а в долях от фактической подачи Q§ — по формулам: при полном заполнении цилиндра

Таблица 2.4 Показатели работы анализируемого фонда скважин с ШСНУ НГДУ "Бугурусланнефть"

Цех по

Диаметр

Средняя глубина

Средняя длина хода

Средний динамическ

Средняя теоретичес­кая

Средняя фактическая

Средний коэффи-

Среднее значение упругости

добыче нефти

Группа скважин

насоса, мм

спуска насоса, м

полирован­ного штока,

ий уровень, м

производит ельность,

производи­тельность,

м3/сут

циент подачи

удлиненных штанг и

м

м3/сут

насоса

труб, м

1

Скважины с запол-

нением цилиндра:

полным

43

1020

1,9

800

29,7

20,2

0,68

0,20

56

920

2,3

750

50,3

33,7

0,67

0,21

неполным

43

1054,2

1,9

950

38,9

9,5

0,28

0,24

56

986,0

2,1

850

67,5

20,0

0,32

0,04

4

Скважины с

заполнением

цилиндра

43

979,9

2,0

750

24,2,

16,2

0,67

0,17

полным

неполным

43

980,8

1,8

950

22,6

5,2

0,23

0,23

Таблица 2.5 Оценка влияния различных факторов на производительность ШСНУ в НГДУ "Бугурусланнефть"

Цех по

Снижение производительности

[

добыче

Диаметр

Средний

ма/сут на

доли от фактического

нефти

Группа скважин

насоса, мм

коэффициент

одну скважину

дебита

подачи

и газа

насоса

qx

<7ут

<7нез

qx

<7vr

Якеэ

1

Скважины с заполнением цилиндра:

полным

43

0,68

3,1

6,4

0,15

0,31

56

0,67

4,6

12,0

0,13

0,35

неполным

43

0,28

1,62

3,0

2,6

0,17

0,31

0,28

56

0,32

3,4

7,2

4,2

0,16

0,36

0,21

4

Скважины с заполнением цилиндра:

полным

43

0,67

2,18

6,0

0,13

0,37

неполным

43

0,23

0,86

1,93

1,4

0,16

0,37

0,27

при неполном заполнении цилиндра

где <7ут ~ средняя утечка жидкости в насосе и трубах, м3/сут; Онез> Озап ~ средние значения производительности насоса, работающего с незаполнением и заполнением соответственно, м3/сут; <7нез ~ снижение производительности насоса из-за незаполнения цилиндра, м3/сут.

Таким образом, было определено значение снижения подачи насоса из-за деформации труб и штанг, а также из-за утечки жидкости через зазор между плунжером и цилиндром (табл. 2.5).

На общее значение утечек жидкости оказывают влияние утечки через неплотности в насосно-компрессорных трубах.

Анализ промысловых материалов по объектам ОАО «Орен-бургнефть» показал, что количество подземных ремонтов по причине потери герметичности НКТ невелико, поэтому было решено утечками этого вида пренебречь.

Основной причиной снижения производительности насоса являются утечки через зазор между плунжером и цилиндром (см. табл. 2.5). По ЦДНГ-1 в среднем они составляют 6,8 м3/сут на одну скважину, или 29 % от фактического дебита, а по ЦДНГ-4 — 2,7 м3/сут на одну скважину, или 26 % от среднего дебита скважины.

Средние утечки жидкости из-за зазора между цилиндром и плунжером при ее ламинарном режиме течения можно определить по формуле Пирвердяна — Адонина

где d диаметр плунжера, м; LH — глубина спуска насоса, м; 5 -зазор между цилиндром и плунжером, м; v — кинематическая вязкость жидкости, м2/с; / — длина плунжера, м.

При расчетах принимали, что клапаны герметичны, а вязкость жидкости равна вязкости пресной воды. Расчет проведен на основании данных об утечках в скважинах, работающих с полным заполнением цилиндра. Получено, что расчетное среднее значение зазора между плунжером и цилиндром в насосах НГН2-43 и НГН2-56 находится в пределах

114-134 мкм, т.е. за пределами допусков насосов третьей группы.

Если допустить, что в некоторых скважинах режим течения в зазоре окажется турбулентным, то зазор будет еще больше.

Обратите внимание:

Добавить комментарий