52
Рассчитывается штанговая глубинно-насосная установка и, в первую
очередь, станок-качалка на самые тяжелые условия работы, которые могут
возникнуть на протяжении эксплуатации скважины, – пуск штанговой
насосной установки после глушения скважины тяжелой жидкостью при ее
ремонте. В данном случае нагрузка на штанги и на головку балансира будут
максимальными. Однако в ходе эксплуатации, используемые при освоении
скважин тяжелые штанги могут быть заменены иными – легкими при
откачке малообводненной газированной нефти.
Практика эксплуатации скважин с ШГН доказывает возможность
получения значительных ресурсных характеристик штанговых глубинных
насосов, выпускаемых в соответствии со стандартами Aмериканского
Нефтяного Института (АНИ).
Насосы выпускаемые по стандартам АНИ по лицензии фирмы
«Шеллер-Блекманн» ОАО «Ижнефтемаш», применяются с целью откачки
жидкости из нефтяных скважин с обводненностью до 99 %, содержанием
механических примесей до 1,5 кг/м
3
, содержанием сероводорода до 0,3
кг/м
3
, минерализацией до 200 кг/м
3
, концентрацией ионов водорода (pН) 3 –
8.
Режим откачки и тип оборудования подбирают в соответствии со
следующими условиями:
- при выборе типа выше ценятся штанговые вставные насосы, в
осложненных условиях (отложения парафина, солей, коррозионность
среды) - невставные насосы;
- искривления ствола скважины в месте установки насоса не должно
быть больше 2
о
на 10 м; угол наклона не должен превышать 42
о
. В ином
случае глубина подвески насоса должна быть уменьшена шагом,
соответствующим шагу инклинограммы;
- заданную подачу насоса получают наибольшей длиной хода станка-
качалки, наименьшим диаметром насоса и частотой качаний.
53
Следование данным условиям способствует уменьшению числа
текущих ремонтов, снижению нагрузок на станок-качалку и напряжений в
штангах, монтажу более легкого оборудования в скважину и наименьшему
потреблению энергии.
Рациональное использование добывающих скважин определяется
производительной работой глубиннонасосного оборудования, в том числе
надежностью колонны насосных штанг.
С целью увеличения надежности штанговой колонны рекомендовано
применение штанг 20Н2М и 15Н3МА.
Нагрузка на головку балансира станка-качалки формируется в
основном из веса штанг, веса откачиваемой жидкости, сил вязкого трения,
сил трения штанг о трубы, инерционных нагрузок, по этой причине, в
зависимости от глубины погружения насоса и его диаметра, с учетом
действующих нагрузок, рекомендовано использование станка-качалки
ПНШ 60-2,1-25, ПНШ 80-3-40.
Для уменьшения вредного действия свободного газа на работу
скважинного штангового насоса на сегодняшний день нашли применение
следующие методы:
- повышение давления в приёме насоса за счёт его большего
погружения под динамический уровень, что способствует снижению
количества свободного газа на приёме насоса;
- снижение коэффициента мёртвого пространства, вследствие
использования насосов специальной конструкции (например, с двумя
нагнетательными клапанами), а также за счёт правильной посадки плунжера
в цилиндре насоса (за счёт точной подгонки длины штанговой колонны с
учётом упругих деформаций штанг и труб);
- увеличение длины хода плунжера; при этом снижается доля объёма
мёртвого пространства в объёме, выполняемого плунжером;
54
- увеличение коэффициента сепарации свободного газа у приёма
насоса.
Увеличение коэффициента сепарации свободного газа у приёма
насоса осуществляется с помощью специальных глубинных устройств,
именуемых газовыми якорями или газовыми сепараторами, монтируемыми
ниже всасывающего клапана насоса.
При значительной скорости жидкости и небольшой скорости
всплывания пузырьков высокие результаты дает винтовой якорь,
работающий на инерционном принципе. Смесь жидкости и газа, поступая в
якорь через отверстия фильтра, выполняет винтовое движение,
осуществляемое поверхностью винта. Под влиянием центробежной силы
частицы жидкости передвигаются к стенке корпуса якоря, а пузырьки газа -
к боковой поверхности стержня винта. Передвигаясь затем наверх, газ
оказывается в газоотводной трубке и в затрубном пространстве. Клапаном
предотвращают приток жидкости и газа из затрубного пространства в
трубку. Этот якорь может применяться в качестве вставного якоря
совместно со вставным насосом.
Коэффициент сепарации якорей в значительной степени зависит от
расхода жидкости. А. М. Пирвердян доказал, что более результативен
двухкорпусный якорь - зонт. Немного ему уступает однокорпусный якорь -
зонт. При дебитах более 25 м
3
/сут тарельчатый якорь с газовыпускными
трубками в большей степени эффективен, чем обычный тарельчатый якорь.
Пакерный якорь (якорь - трап) - модификация якоря - зонта. В данном
случае к приёму насоса крепится якорь. Газожидкостная смесь из-под
пакера перемещается по трубке в затрубное пространство выше
динамического уровня, где газ сепарируется, а дегазированная жидкость
поступает на приём насоса.
Можно выделить следующие четыре группы методов борьбы с песком
при насосной эксплуатации:
55
- более эффективный способ – предотвращение и регулирование
притока песка из пласта в скважину. Первое проводят путем или установки
специальных фильтров на забое, или крепления призабойной зоны, а второе
– сокращением отбора жидкости. При этом необходимо обеспечить
плавный запуск песочной скважины постепенным повышением длины хода,
числа качаний или подливом чистой жидкости в скважину через затрубное
пространство (20 - 25% от дебита);
- обеспечение выноса на поверхность существенной части песка,
поступающего в скважину. Если при заданных диаметрах труб и штанг
требование не соблюдается, в таком случае возможно сокращение диаметра
подъёмных труб (или подбор соответствующего сочетания подъемных труб
и штанг), примение насосных установок с трубчатыми штангами, установка
под насосом хвостовых труб, опускаемых в зону перфорации, либо
осуществление подкачки (подлива) чистой жидкости (нефти, воды) в
затрубное пространство. Использование хвостовика способствует
уменьшению высоты пробки, возникающей на забое при остановке. При
закачке тратится дополнительная энергия на подъём подливаемой
жидкости, однако при этом уменьшается вероятность прихвата насоса и
хвостовика песком, заклинивания плунжера вследствие уменьшения
объемной концентрации песка в потоке;
- песочные якори (сепараторы) и фильтры, монтируемые у приёма
насоса, выполняют сепарацию песка от жидкости. Принцип действия
песочных якорей основан на гравитации. В якорях прямого и обратного
действия жидкость меняет направление движения на 180°, песок отделяется
под действием силы тяжести и осаждается в песочном «кармане», после
чего его извлекают на поверхность и очищают.
Уменьшение вязкости откачиваемой жидкости обеспечивается
закачкой растворителя (маловязкой нефти) в затрубное пространство (10—
15% расхода добываемой нефти) или воды (для получения двухфазного
56
потока нефти в воде), подогревом откачиваемой жидкости у приёма насоса
или закачкой горячего теплоносителя в затрубное пространство.
Применяются различные технологические схемы насосной добычи, в
соответствии с которыми штанги опускают в среду маловязкой нефти или
воды в НКТ, а продукция скважины перемещается по затрубному
пространству выше пакера.
При обводнённости продукции от 0,4 до 0,8 водонефтяные эмульсии
высоковязкие, а гидродинамические силы трения имеют наибольшие
величины. В случае неустойчивости эмульсии, на забое осаждается вода,
что приводит к росту забойного давления. С целью снижения забойного
давления применяются хвостовики или повышают глубину спуска насоса,
если этому не мешает отсекатель загруженности станка-качалки. При
откачке эмульсии типа «нефть в воде» увеличиваются износ, утечки,
уменьшается усталостная прочность штанг, увеличивается их обрывность.
С целью снижения сотложений парафина используют следующие
методы.
Если степень отложения парафина низкая, то при каждом подземном
ремонте поднимают трубы на поверхность и очищают их от парафина
пропариванием посредством паропередвижной установки.
Пропарку труб проводят в работающей скважине. Посредством
паропередвижной установки в затрубное пространство закачивают пар,
который через насос поступает в насосно-компрессорные трубы. Трубы
нагреваются, парафин расплавляется и смывается потоком. Смесь нефти,
воды и парафина по выкидной линии поступает на сборный пункт. Помимо
пара могут подавать и нагретую нефть.
Часто используется метод депарафинизации посредством
пластинчатых скребков. Скребки укрепляют хомутами к штангам на
расстоянии друг от друга не более длины хода плунжера. Ширина скребка
на 5 - 8 мм меньше диаметра НКТ. Насосные установки снабжают
57
штанговращателями. Колонна насосных штанг с закрепленными на них
скребками поворачивается при каждом ходе вниз, боковые грани скребков
срезают парафин со стенок труб.
Основным способом, позволяющим оперативно выявить нарушения и
при работе установки является динамометрирование.
Диаграмму нагрузки на устьевой шток в зависимости от его хода
называют динамограммой, а ее снятие – динамометрированием ШСНУ. Оно
проводится с помощью динамографа. По принципу работы бывают
механические, гидравлические, электрические, электромагнитные,
тензометрические и другие динамографы. Наибольшее распространение
получил гидравлический динамограф типа ГДМ-3. Действующая на шток
нагрузка переходит по рычажной системе на мембрану камеры,
наполненную жидкостью (спиртом или водой), где формируется
повышенное давление.
Для снятия динамограммы измерительную часть динамографа
помещают между траверсами канатной подвески штанг, а нить приводного
механизма самописца укрепляют к неподвижной точке (устьевому
сальнику). Масштаб хода регулируют сменой диаметра шкива самописца
(1:15,1:30,1:45), а усилия – перестановкой опоры месдозы и рычага (40,80 и
100 кН).
Исследование динамограммы дает возможность определить
максимальную и минимальную нагрузки, длины хода штока и плунжера,
определить динамические процессы в колонне штанг, выявить ряд дефектов
и неполадок в работе ШСНУ и насоса.
11
Таким образом, продолжительность наработки на отказ скважин
ШСНУ можно увеличить, если соблюдать следующие условия:
устанавливать оборудование высокого качества;
11
Покрепин Б.В. Способы эксплуатации нефтяных и газовых месторождений: учебное пособие
для ССУЗ. – М.: Издательство «Ин-Фолио». Волгоград, 2008. – 352.: илл.
58
строго соблюдать условия погрузки, выгрузки и
транспортировки установок;
производить вывод установки на режим в строгом соответствии
с регламентом;
спуск НКТ вести с точным замером, шаблонированием,
калибровкой и смазкой резьб смазкой;
тщательно производить подбор установки и режима её работы
для каждой скважины, проводя предварительно весь комплекс
исследований;
производить профилактический осмотр наземного оборудования
1 раз в три дня (проверка наличия вибрации и шумов, а также проверка
уравновешенности по показаниям амперметра);
добиваться качественного ремонта установок и их
предварительного испытания (после остановки СК): проверка нагрева
электродвигателя, редуктора (на ощупь), проверка резьбовых соединений
(простукиванием), натяжение клиновых ремней один раз в месяц
(опробованием), проверка канатной подвески сальникового штока и
устьевой сальник; утечки нефти через сальник;
использовать для заправки двигателя и редуктора масла
согласно инструкции; проверять один раз в 7 дней уровень масла в
редукторе;
проводить своевременные мероприятия в скважинах с целью
профилактики соле- и парафиноотложений.
Таким образом, в настоящее время для эффективной эксплуатации
скважин, продукция которых содержит значительное АСПО имеется
достаточно технических и технологических приёмов, внедрение которых на
предприятиях необходимо обеспечить.
59
3.2. Оценка эффективности реализации предлагаемых
мероприятий
По данным, предоставленным ПАО «Оренбургнефть» на Покровском
месторождении в период с января 2017 года по май 2017 года произошло 34
отказа ШСНУ (Таблица 10).
Таблица 10
Причины выхода установок ШГН из строя
Причина
остановки
скважины
Причина выхода ШГН из строя
Количество
скважин
1.Отсутствие
подачи
засорение механическими примесями
5
брак подготовки скважины
4
полет ШГН
3
организационные причины ТКРС
3
отворот штанг
3
брак штанг
2
не герметичность НКТ
2
брак подготовки НКТ, штанг и элементов подвески
1
обрыв штанг
1
прочие по оборудованию
1
2.Обрыв штанг
организационные проблемы ЦДНГ
1
парафиноотложения
1
организационные причины ТКРС
1
некачественная подгонка плунжера
1
Отложение солей и парафина в скважинах - наиболее частая причина
отказов при работе оборудования. Наиболее экономичным и эффективным
методом борьбы с ними является проведение геолого-технических
мероприятий.
60
Для проведения оценки эффективности предлагаемых мероприятий по
увеличению наработки на отказ проведем анализ причин выхода из строя
установок на примере Покровского месторождения.
27 скважин были остановлены по причине отсутствия подачи.
Основные причины:
- засорение механическими примесями (скв.279, 708, 75, 688, 604);
-полет (разобщение по резьбовому соединению НКТ из-за продольной
лопины муфты между 59 и 60 НКТ), произошедший на скважине №780;
- организационные причины ТКРС (неверная компоновка ГНО, ЗО
установили ниже ГПЯ) на скважине №3П;
- брак штанг (обрыв на 217 НШ по телу) - №768;
-организационные причины ТКРС (мусор с поверхности)
(скв.225,643);
- не герметичность НКТ (скв.401);
- брак штанг (обрыв на 196 НШ по телу) (скв.768);
- полет (лопина на муфте, коррозиционная среда, муфта сохраненная,
0,5 СПО) (скв.915);
- брак подготовки скважины (скв.643,342);
- отворот штанг (скв.695,844,160);
- не герметичность подвески НКТ (отбраковка 1 НКТ с лопиной по
телу) (скв.362);
- полет ШГН (лопина муфты), ЛТА ОПЗ (скв.342);
-прочие по оборудованию (обрыв на 26-й НШ, усталостное
разрушение металла) (скв.107);
- обрыв штанг (плунжерной штанги) (скв.844);
- брак подготовки скважины (засорение механическими примесями)
(скв.342);
- брак подготовки НКТ, штанг и элементов подвески (обрыв штанг на
154 по телу d=19 мм) (скв.384);
61
-брак подготовки скважины (забивание приемного клапана мех
примесями) (скв.234);
Две скважины (837,593) на сегодняшний день находятся на стадии
ожидания расследования причин отказа ШСНУ ввиду отсутствия подачи.
Вследствие обрыва штанг было остановлено 7 скважин. Основные
причины:
- организационные проблемы ЦДНГ (обрыв на 125 НШ по телу,
АСПО до 7 мм при подъёме) - №510;
- выработка ресурса - №662;
- парафиноотложения - №935;
- организационные причины ТКРС (мусор с поверхности) - №612;
- некачественная подгонка плунжера - №643;
- запуск без ремонта - №279;
- засорение механическими примесями - №784.
Одна скважина (727) на сегодняшний день находятся на стадии
ожидания расследования причин отказа ШСНУ в виду обрыва штанг.
12
[
40
]
Анализируя вышеперечисленное следует отметить, что причиной, из-
за которой происходит наиболее частый отказ ШГН на скважинах является
отрицательное действие механических примесей и брак штанг.
Отказ скважин отрицательно сказывается на объемах добычи нефти и
газа, так как объём добычи нефти, газа и газового конденсата находится в
прямой зависимости от числа (фонда) скважин на начало планируемого
года, его изменение в течение планового периода и параметров
экстенсивного и интенсивного использования.
Количественное и качественное изменение фонда скважин во времени
по объектам и месторождениям на конец каждого квартала фиксируется в
специальных отчетных документах промыслово-геологической службы,
12
Статистические данные и архивные материалы, предоставленные ПАО «Оренбургнефть».