12
Рис. 2. – Схема фонтанной арматуры: 1-манометры; 2-трехходовой
кран; 3–буфер; 4,9-задвижки; 5-крестовик елки; 6-переводная катушка; 7-
переводная втулка; 8 -крестовик трубной головки; 10-штуцеры; 11-фланец
колонны; 12– буфер
Трубная головка предназначена для фиксации в ней колонн НКТ. К
фонтанной арматуре крепится штуцер (стальная болванка с
цилиндрическим каналом малого сечения) для ограничения притока нефти
в скважину. Его установка способствует длительной и бесперебойной
работе скважины в фонтанном режиме.
Манифольды используются для соединения выкидов фонтанных
скважин (арматуры фонтанных скважин) со сборными коллекторами,
перемещающими продукцию скважин на пункт сбора и подготовки.
Когда пластовая энергия снижается, для подъема жидкости с забоя
используют механизированный способ эксплуатации скважин, когда
применяется дополнительная энергия извне (с поверхности). К таким
способам относят газлифтный способ, основанный на подаче в скважину
сжатого газа или воздуха посредством специальныех клапанов,
смонтированных на подъемных трубах, или через нижний конец этих труб.
13
Газлифтная эксплуатация делится на два вида: с использованием
сжатого газа компрессорных станций - компрессорный газлифт и с
применением сжатого газа, добываемого из газовой залежи -
бескомпрессорный газлифт.
Компрессорный способ эксплуатации подразделяется на:
эрлифт (рабочий агент – воздух), не получил распространение,
по причине окисления нефти при контакте с воздухом;
газлифт (рабочий агент – природный газ), характеризуется
высокой эффективностью; отсутствием в скважинах механизмов и
трущихся деталей; простотой обслуживания скважин и регулирование
работы, но требуются значительные финансовые средства на
строительство мощных компрессорных станций и разветвленной сети
газопроводов, и также характерен малый К.П.Д. подъемника и системы
«компрессор – скважина».
Устройство скважины для компрессорной добычи нефти показано на
рис. 3.
Рис. 3. – Устройство скважины для газлифтной добычи нефти: 1 –
обсадная труба; 2 – подъёмная труба; 3 – воздушная труба
14
Оборудование газлифтных скважин аналогично оборудованию
фонтанных. На устье устанавливается упрощенная фонтанная арматура,
обвязка которой позволяет подавать газ в затрубное пространство и НКТ.
Сфера использования газлифта:
скважины с высоким дебитом и с высокими забойными
давлениями;
скважины с высокими газовыми факторами и забойными
давлениями ниже давления насыщения;
песочные скважины (имеющие в продукции песок);
скважины, применяемые в труднодоступных условиях
(паводки, болота и т.д.)
Штанговые скважинные насосные установки (ШСНУ) применяются
для подъёма пластовой жидкости из скважины на дневную поверхность.
Схема ШСНУ представлена на рис.4.
Устьевое оборудование I используется для изоляции полированного
штока 14, используя сальник 21, направления потока жидкости
потребителю, установки насосно-компрессорных труб, замера затрубного
давления и выполнения исследовательских работ в скважине.
Колонна насосных штанг II объединяет канатную подвеску насоса с
плунжером глубинного насоса. Колонна состоит из отдельных штанг 18.
Штанги используются длиной от 8 до 10 м, диаметр от 16 до 25 мм и
объединяют друг с другом с помощью муфт 23. Первая, верхняя штанга 14
имеет подвергнутую обработке поверхность, ее называют полированной
штангой.
Колонна насосно-компрессорных труб II предназначена для подъема
пластовой жидкости на поверхность и связки устьевой арматуры с
цилиндром глубинного насоса. В ее составе трубы 17 длиной от 8 до 12 м,
диаметром от 38 до 100 мм, объединенные трубными муфтами 22. В
верхней части колонны помещается устьевой сальник, герметизирующий
15
насосно-компрессорные трубы. Полированная штанга проходит через
сальник. Оборудование устья скважины содержит отвод, по которому
извлекаемая жидкость направляется в промысловую сеть.
Рис.4. – Принципиальная схема ШСНУ: 1 - фундамент; 2 - рама; 3 -
электродвигатель; 4 - цилиндр; 5 - кривошип; 6 - груз; 7 - шатун; 8 - груз; 9
- стойка; 10 - балансир; 11 - механизм фиксации головки балансира; 12 -
головка балансира; 13 - канатная подвеска; 14 - полированная штанга; 15 -
оборудование устья скважины; 16 - обсадная колонна; 17 - насосно-
компрессорные трубы; 18 - колонна штанг; 19 - глубинный насос; 20 -
газовый якорь; 21 - уплотнение полированной штанги; 22 - муфта трубная;
23 - муфта штанговая; 24 - цилиндр глубинного насоса; 25 - плунжер
насоса; 26 - нагнетательный клапан; 27 - всасывающий клапан
16
Глубинный штанговый насос III насос одинарного действия имеет
цилиндр 24, прикрепленный к колонне насосно-компрессорных труб,
плунжера 25, соединенного с колонной штанг. Нагнетательный клапан 26
находится на плунжере, а всасывающий 27 - в нижней части цилиндра.
Ниже насоса помещается газовый IV либо песочный якорь. Он
предназначен для отделения газа и песка от пластовой жидкости. Газ
направляется в затрубное пространство между насосно-компрессорной 17
и обсадной 16 колоннами, а песок осаждается в корпусе якоря.
Энергия от электродвигателя переходит посредством редуктора к
кривошипно-шатунному механизму, переводящему вращательное
движение выходного вала редуктора через балансир в возвратно-
поступательное движение колонны штанг. Связанный с колонной
плунжер, кроме того выполняет возвратно-поступательное движение. При
ходе плунжера вверх нагнетательный клапан закрыт давлением жидкости,
находящейся над плунжером, и столб жидкости в колонне насосно-
компрессорных труб перемещается наверх - происходит откачивание
жидкости. В данный период впускной (всасывающий) клапан открывается,
и жидкость заполняет объем цилиндра насоса под плунжером.
При ходе плунжера вниз всасывающий клапан под воздействием
давления столба откачиваемой жидкости прикрывается , нагнетательный
клапан открывается и жидкость перетекает в надплунжерное пространство
цилиндра.
Откачиваемая жидкость отводится из колонны через боковой отвод
устьевого сальника и поступает в промысловую сеть.
Широкое распространение ШСНУ приобрели вследствие несложной
конструкции, простоты обслуживания и ремонта в промысловых условиях,
удобства регулировки, возможности обслуживания установки работниками
низкой квалификации, малого влияния на работу ШГНУ физико-
химических свойств откачиваемой жидкости, высокого КПД.
17
Недостатками ШСНУ являются массивность, высокая вероятность
обрыва штанг, ограниченность в использовании в наклонных и
сильнообводненных скважинах, низкая подача, малые (до 2 км) глубины
эксплуатации.
Установки электроцентробежных насосов (УЭЦН) применяются при
эксплуатации высокодебитных, обводнённых, глубоких и наклонных
скважин с дебитом 20 – 1000 м
3
/сут и высотой подъёма жидкости 500 -
2000 м.
УЭЦН состоит из двух частей: наземной и погружной.
Принципиальная схема установки ЭЦН изображена на рис. 5.
Установка ЭЦН работает следующим образом: электрический ток из
промысловой сети посредством автотрансформатора и станции управления
по бронированному кабелю направляется к электродвигателю. Вращая вал
насоса, электродвигатель приводит его в действие. Всасываемая насосом
нефть протекает через фильтр и движется по подъемным трубам на
поверхность. Для предотвращения сливания нефти при остановке агрегата
из подъемных труб в скважину, в трубах над насосом помещается
обратный клапан.
Погружной электроцентробежный насос состоит из отдельных
ступеней, каждая из которых имеет свой ротор (центробежное колесо) и
статор (направляющий аппарат). Роторы отдельных ступеней посажены на
один вал, жестко соединенный с валом погружного электродвигателя.
Каждая из ступеней ЭЦН развивает напор от 3 до 5,5 м. По этой
причине, для обеспечения напора от 800 до 1000 м в корпусе насоса в
каждой секции монтируют от 150 до 200 ступеней.
18
Рис. 5. - Принципиальная схема УЭЦН
Устье скважины для эксплуатации установками ЭЦН оборудуется
либо стандартной фонтанной арматурой со специальной планшайбой для
пропуска и герметизации кабельной линии, либо специальным
оборудованием.
Достоинства УЭЦН: меньше подвержены влиянию кривизны ствола
скважины и имеют более высокий КПД по сравнению с другими
19
механизированными способами добычи нефти; просты в обслуживании;
их работа автоматизированна и телеуправляема.
К значительным недостаткам электроцентробежных насосов относят
их низкую эффективность при работе в скважинах с дебитом ниже 60
м
3
/сут; уменьшение подачи, напора и КПД при увеличении вязкости
откачиваемого сырья, а также при увеличении свободного газа на приеме
насоса. ЭЦН подвержены действию коррозионно – агрессивной среды, при
выносе песка, в условиях высокой температуры.
2
[
30
]
Таким образом, процесс нефтегазодобычи представляет собой
сложную систему по разработке пластов, обеспечивающих движение
нефти из залежей к добывающим скважинам и по эксплуатации скважин,
обеспечивающих подъем их на поверхность. Следует вывод, что
основным сооружением для добычи нефти и газа из недр перечисленными
выше способами является скважина, сложнейшее сооружение, от
надежности которого зависит результат проводимых операций.
1.2. Наработка на отказ: понятие и ее экономическое значение в
добыче нефти и газа
Под наработкой на отказ понимается технический параметр,
характеризующий надежность работы основного оборудования скважин.
Определяется как средняя продолжительность безотказной работы между
ремонтами.
С увеличением механизированного фонда скважин роль этого
показателя становится все более важной, т.к. он наиболее полно из
принимаемых в практике характеризует эффективность работы насосных
скважин, а также качество подземного ремонта.
2
Покрепин Б.В. Способы эксплуатации нефтяных и газовых месторождений: учебное пособие
для ССУЗ. – М.: Издательство «Ин-Фолио». Волгоград, 2008. – 352.: илл.
20
Повышение наработки на отказ – главное условие увеличение добычи
нефти и газа. Чем меньше отказов при работе скважин и чем выше качество
ремонта, тем больше наработка на отказ и тем эффективнее эксплуатация
скважин.
Под отказом оборудования понимается поломка, которая приводит к
замене (или ремонту) подземного оборудования или его части на исправный
комплект. Примерами отказов являются: первые неисправности после
бурения, ремонты по устранению аварий с подземным оборудованием
(аварии с насосами, НКТ, штангами), отказы всвязи с отложениями в
насосах или НКТ солей, парафина, гидратов, засорения насосов
механическими примесями.
Расчет наработки на отказ (Нотк, сут.) производится по формуле (1):
Hотк=УT/УNi, (1)
где УT - количество отказов скважинного оборудования за отчетный
период (скользящий год), шт.;
УNi - суммарное отработанное время отказавшим скважинным
оборудованием с момента пуска скважины в работу до отказа, сут.
Важнейшим условием увеличения наработки на отказ является
правильный технологический режим работы скважины, устанавливаемый на
основе анализа её работы за длительный промежуток времени по данным
первичной технологической документации, которую ведет мастер по
добыче нефти и газа. Поэтому требуется образцовое ведение мастерами по
добыче нефти и газа и мастерами подземного ремонта скважин первичной
документации, журналов эксплуатации каждой скважины, суточных
рапортов об её эксплуатации и добыче нефти, динамограмм и других
материалов исследования, книг мастеров подземного ремонта и т д.
Необходимо чтобы все данные были записаны правильно и своевременно.
На основании первичной документации, ведущейся на участке и
промысле, старший инженер, старший геолог промысла, мастер по добыче
21
нефти и мастер подземного ремонта устанавливают характер ремонта
скважины и, учитывая геолого-технические условия, определяют
необходимое оборудование и глубину его пуска для эксплуатации
скважины на установленном технологическом режиме.
Для увеличения наработки на отказ большую роль имеет
комплексный ремонт – ремонт наземного оборудования и подземный
ремонт скважины. С целью соблюдения гарантийного срока работы
скважины ремонт наземного оборудования должен проводится совместно с
подземным ремонтом. Комплексные графики на подземной ремонт и на
ремонт наземного оборудования должны составляться заранее.
При подземном ремонте необходимо обеспечить высокое качество
всех операций. Некачественное выполнение какой-либо операции может
свести на нет ремонт скважины в целом.
3
[
41
]
Таким образом, задачей промысловых работников является
сокращение сроков подземного ремонта, максимальное увеличение
наработки на отказ и повышение добычи нефти и газа при наименьших
затратах.
1.3. Основные факторы, влияющие на наработку на отказ при
эксплуатации скважин
Основным фактором, влияющим на процесс добычи нефти является
содержание в добываемой продукции попутного газа, песка, парафина, а
также осложнения возникают при добыче высоковязких нефтей.
На сегодняшний день все чаще в разработку вводятся месторождения
с высоковязкими нефтями. Наиболее часто применяемый метод для
извлечения таких нефтей на поверхность - штанговый скважинный
насосный. Это обусловлено малым дебитом скважин и экономической
3
Межремонтный период и наработка на отказ // Официальный сайт «Studwood.ru»
[Электронный ресурс]. URL:
https://studwood.ru/1109144/geografiya/mezhremontnyy_period_narabotka_otkaz