Работа скважин в условиях Западно–Сургутского месторождения

Тип работы:
Дипломная
Предмет:
Геология


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

Введение

Сургутнефтегаз — одна из крупнейших российских нефтяных компаний. Сфера деятельности компании охватывает разведку, обустройство и разработку нефтяных и нефтегазовых месторождений, добычу и реализацию нефти и газа, производство и сбыт нефтепродуктов и продуктов нефтехимии. Сургутнефтегаз отличает стабильная динамика роста, основанная на высоких темпах роста производства и постоянном наращивании сырьевого потенциала. Гибкая долгосрочная стратегия развития компании основана на многолетнем опыте и использовании новейших технологий.

В настоящее время на нефтяных промыслах, в том числе в ООО «Сургутнефтегаз» широко используются штанговые скважинные насосные установки — ШСНУ. Это связано с тем, что для добычи нефти при дебитах скважин менее 50 м3/сут не создано ещё достаточно надёжного, долговечного и в тоже время недорогого насоса другого типа, как, например, винтового, центробежного или диафрагменного. И, несмотря на многие свои недостатки, штанговые насосы удовлетворяют этим требованиям.

К недостаткам ШСНУ можно отнести большую металлоемкость, необходимость строительства свайного поля и установки станка-качалки, быстрый износ оборудования и выход из строя насосной установки.

Основными причинами отказов ШСНУ, как правило, являются протёртости штанг и труб, утечки в клапанах, негерметичность плунжера, соле и парафиноотложения, коррозия металла.

Увеличение МРП на прямую связана эффективным использованием методов борьбы и профилактики АСПО возможно при условии планомерной, систематической работы по анализу режимов работы скважин, результатов ПРС и депарафинизационных работ.

1. Геологический раздел

1.1 Орогидрография

В административном отношении Западно-Сургутское месторождение расположено в Сургутском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области в 20 км. К Северо-Западу от города Сургут и частично в пределах его городской черты. Южная часть месторождения находится в пойменной и русловой правобережной части р. Оби.

Основная артерия — р. Обь — ограничивает рассматриваемую территорию с юга и имеет широтное направление течения. Непосредственно по территории месторождения протекает река Черная. Река Обь судоходна в течение всей навигации.

В орографическом отношении территория представляет собой слабопересеченную, значительно заболоченную, неравномерно залесенную равнину. Абсолютные отметки рельефа изменяются от +25 до +75 м.

В северной части площади имеется большое количество болот и озер. Болота непроходимые Дальше, на севере, расположены крупные озера Тойек-Лор и Чукнын-Лор.

Растительность представлена смешанными лесами с преобладанием хвойных и тальниковых кустарников.

Климат районо резко континентальный с продолжительной холодной зимой и коротким летом. Устойчивый снежный покров образуется в третьей декаде октября и держится 200−220 дней. Глубина промерзания грунта составляет 1. 0−1.5 м. Среднегодовая температура колеблется от -32С до +26С. Средняя температура января — -26С, в июле — +16С.

Рисунок 1 — Обзорная карта

1. 2 Тектоника

Согласно, тектонической карты Центральной части Западно-Сибирской плиты (Шпильман В.И., Змановский Н. И., Подсосова Л. Л., 1998 г.), Западно-Сургутское месторождение расположено в пределах Сургутского свода. В тектоническом отношении оно приурочено к Восточно-Сургутской террасе, которая на северо-западе граничит с Федоровской вершиной, а на востоке — с Яросомовским крупным прогибом (рис. 2.1. 2).

На площади работ и прилегающих территориях крупные структуры 1-го порядка осложнены более мелкими элементами, такими как Вершинная ложбина — на севере и Солкинская седловина — на западе.

В геологическом строении Западно-Сибирской плиты выделяются три структурно-тектонических этажа, различающиеся по степени изменчивости слагающих пород и тектоническим особенностям.

Формирование нижнего этажа закончилось в палеозое, и соответствует гео-синклинальному этапу развития современной плиты. Этаж представлен изверженными и эффузивными, а также метаморфическими породами. Реже встречаются сильно дислоцированные осадочные породы. Эти отложения изучены крайне слабо.

Промежуточный структурно-тектонический этаж, характеризующий парагео-синклинальный этап в истории развития, соответствует отложениям пермо-триасового возраста. Породы, слагающие данный этаж, менее дислоцированы и подвержены метаморфизму.

Наиболее полно изучен верхний структурно-тектонический этаж, сложенный мощной толщей мезозойско-кайнозойских пород, накапливающихся в условиях устойчивого прогибания фундамента. Эти отложения контролируют все известные в настоящее время скопления углеводородов в пределах Западно-Сибирского региона.

По отражающему горизонту «Б» Западно-Сургутская структура в большей своей части оконтуривается сейсмоизогипсой -2625 м и представляет собой поднятие изометричной формы, осложненное двумя куполами в северо-западной и юго-восточной его частях.

Западно-Сургутская структура представляет собой брахиантиклинальную складку, вытянутую в меридиональном направлении и осложненную куполами небольших размеров. Она носит унаследованный характер, залежи пластов в плане совпадают. Углы падения крыльев структуры незначительны и не превышают 2 — 3 градусов.

Рисунок 2 — Фрагмент тектонической карты Сургутского района

1. 3 Характеристика продуктивных горизонтов

В разрезе Западно — Сургутского нефтяного месторождения обнаружено более 20 самостоятельных залежей нефти, которые содержатся в терригенных коллекторах средней — верхней юры (пласты ЮС2, ЮС1) и нижнего мела (БС1−2, БС4, БС10−12, АС9). Первоочередными объектами разработки являются залежи в пластах группы БС, к которым приурочены основные запасы нефти месторождения. Общий этаж нефтеносности составляет около 1000 м. Диапазон нефтегазопроявлений по разрезу составляет 870 м. Пласты-коллекторы изменчивы по площади и разрезу, что определило присутствие как пластово-сводовых, так и литологически экранированных залежей. В юго-восточной части месторождения основным объектом разработки, для которого предусматривается система ППД, является пласт БС10 (Восточная залежь).

Залежи пластов АС9, ЮС1 и ЮС2 — новые объекты, установленные в процессе доразведки и эксплутационного бурения. В пластах АС9 и ЮС1 залежи небольших размеров с несущественными запасами, приурочены к сводовой части структуры.

Залежь пласта ЮС21, характеризующегося чрезвычайно сложным строением: резкой литологической изменчивостью состава пород по площади и по разрезу, колебаниями толщин и широким диапазоном изменения дебитов нефти — от 47,7 до 0,4 м3/сут, находится в стадии доразведки и опытно-промышленной эксплуатации.

Пласт ЮС22 нефтеносен лишь локально. Залежи располагаются в повышенных участках. Поэтому для объекта ЮС22 региональная нефтеносность верхнего пласта ЮС21 является характерным коррелятивным признаком его выделения на Западно-Сургутском месторождении.

Самыми крупными как по размерам, так и по величине запасов нефти, являются залежи пластов БС10, БС1, БС2−3. Суммарные балансовые запасы нефти, содержавшейся в этих пластах, составляют 92% запасов месторождения, извлекаемые — 97%.

Пласт БС10 представляет собой сложнопостроенное геологическое образование, состоящее из серии песчано-алевролитовых пластов, переслаивающихся с глинистыми породами.

Основная залежь пласта БС10 распространена по всей площади месторождения и имеет размеры 25×10 км, при высоте залежи 110 м. ВНК находится на а. о. -2275,0−2315,0 м. Тип залежи — структурно-литологический. В юго-восточной части площади выделяется самостоятельная Восточная залежь. Она находится в пределах пойменной части р. Оби и городской черты города Сургута. Залежь имеет размеры 9×8 км, высоту 72 м, ВНК находится на а. о. -2332,0 м. Тип залежи — структурно-литологический. В северной и восточной частях залежи коллектора замещаются на более плотные породы.

Пласт БС102 включает в себя 2 самостоятельные залежи, которые территориально и по разрезу гидродинамически разобщены.

Нефтяная залежь пласта АС9 расположена в центральной части структуры. ВНК проводится на абсолютной отметке — 1875 м. Залежь литологически экранирована. Размеры — 1×0,6 км. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина — 3,6 м., коэффициент нефтенасыщения -0,43.

Пласт БС1 разделяется на БС11 и БС12. Пласт БС11 имеет две залежи нефти с самостоятельными уровнями ВНК. Основная залежь прослеживается по всей площади структуры и имеет размеры 22×6,7−7,5 км. Нефтенасыщенная толщина колеблется в пределах от 1,0 до 13,4 м. Водонефтяная зона занимает 29% площади всей залежи, ВНК на абсолютной отметке — 2014 м.

В северо-западной части структуры по результатам бурения выявлена самостоятельная залежь нефти с размерами 1,5×0,75 км. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 4,6 м. ВНК проводится по абсолютной отметке — 2022 м. Водонефтяная зона занимает 69% залежи. Обе залежи пластовые сводовые с активной связью с законтурными водами.

Залежь пласта БС12 по площади развита в центральной и северной частях месторождения и имеет размеры 14,2×4,25 км. Нефтенасыщенная толщина составляет в среднем 1,5 м. Пласт неоднороден, имеет сложные контуры нефтеносности и замещения продуктивных пород. Уровень ВНК — 2014 м.

В пласте БС2+3 имеется две залежи с единым уровнем ВНК, проводимый по абсолютной отметке — 2014 м. Размеры основной залежи 12,5×5,0 км. Залежь пластовая сводовая, водоплавающая. Толщина в среднем составляет 9,2 м. Размеры самостоятельной залежи 2,5×1,0 км., средняя нефтенасыщенная толщина — 3,1 м. Коэффициент нефтенасыщения обеих залежей принят 0,54.

Залежь пласта БС4 приурочена к северному куполу, осложняющему структуру. Размеры залежи 2,25×1,75 км., высота 14 м., толщина — 4,4 м. Залежь относится к типу пластовых сводовых, водоплавающих.

Пласт БС10 имеет три залежи. Основная залежь распространена по всей площади структуры и имеет размеры 27,8×12,0 км. ВНК постепенно погружается от абсолютной отметки — 2278 м. на севере, до — 2326 м. на юго-западе. Водонефтяная зона занимает 29%. Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 2−3 до 30 м.

В северной части площади выявлена самостоятельная залежь с уровнем ВНК — 2255,9 м. Водонефтяная зона занимает 6,0%. Размеры залежи 4,75×3,75 км. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 1,8 м.

Таблица 1 — Характеристика продуктивных пластов Западно-Сургутского месторождени

Параметры

Ед. изм.

АС-9

БС-1

БС2+3

БС-4

БС-10

БС-11

ЮС-2

Ср. глубина залегания

м

1920

2064

2064

2064

2350

2370

2850

Тип залежи

литол. экранир.

пластовая сводовая

пластовая сводовая

пластовая сводовая

Структурнлитолог.

литол. экранир.

пласт. сводов.

Система разработки

блоков. трехрядн. с очаг. заводн.

блоков. пятирядн. с законт. заводн.

сочет. площ. девят. с блок. трехр. и пятир. систем

блочно квадратн

Плотность сетки скв.

м

600*600 и 700*700

500*500

9-ти 500*500 600*600 700*700

комбинир 400*500

Общая мощность

м

12. 5

6. 14

16. 7

7. 3

13. 5

25. 2

Средняя нефтена-сыщ. толщина

м

3. 6

4. 1

9. 2

3. 5

8. 1

4. 5

4. 8

Абсолютная отметка ВНК

м

1875

2014

2014

2014

2278

Пористость

%

26

26,1

27,6

28

23,2

20

14

Нефтенасыщен-ность

доли ед.

0. 4

0. 64

0. 519

0. 544

0. 539

Проницаемость

Д

0. 341

0. 552

0. 442

0. 265

0. 114

0. 061

0. 012

Гидропроводность

д*см/сПз

-

119. 3

113. 5

1. 18

22. 79

22. 79

5. 01

Коэффициент песчанистости

доли ед.

0. 54

0. 78

0. 81

0. 73

0. 7

0. 32

0. 151

Коэф. расчленен.

доли ед.

3. 4

1. 6

3. 8

3. 8

4. 9

4. 4

2. 1

Показатель неоднородн. (зон.)

0. 596

0. 451

0. 632

0. 53

1. 175

1. 175

Пластовая температура

град. С

55

60

60

60

67

67

74. 3

Пластовое давление нач.

атм.

190

201

202

203

227

227

243

Восточная залежь пласта БС10 (третья) является пластовой сводовой. Положение ВНК не выявлено. Пласт БС10 представляет собой сложное сочетание трех типов пород-песчаников, алевролитов и глин, которое сочетается в их слоистом чередовании по разрезу и взаимном замещении по простиранию. Слоисто-зональная неоднородность этого пласта прежде всего подчеркивается изменчивостью литолого-коллекторских параметров пород, в частности гранулометрического состава, пористости и проницаемости. Коллекторы характеризуются как мелкозернистые, глинистые. По вещественному составу относятся к классу полимиктовых, где наряду с кварцем и полевыми шпатами имеются обломки различных пород. Цементируется, в основном, каолинитом, гидрослюдой и хлоритом, реже — железисто-титанистыми и карбонатными образованиями. Средняя пористость 23,2%.

Основные продуктивные пласты, имеющие напорные контуры воды, связаны с отклонениями третьего водонасосного комплекса.

Пласты БС1 и БС2+3 имеют активную законтурную водонапорную зону. Водонапорная система этих пластов не является замкнутой и обладает большим запасом пластовой энергии, создающей эффективные напоры по всему контуру нефтенасосности. Пласт БС1 слагается преимущественно песчаными коллекторами, в цементе преобладает каолинит, который распределяется по объёму пород неравномерно. Пласт неоднороден, наблюдается много зон отсутствия (замещения) пород-коллекторов. Средняя пористость — 26,1%. В пласте БС2+3 песчаники и алевролиты присутствуют в близких соотношениях; цемент представлен хлоритом, каолинитом, гидрослюдой. Пористость изменяется от 19,0 до 32,8%, гидропроницаемость — от 2,1 до 1723,0×10-3 мкм2.

Эффект от водонапорной системы пласта БС10+11 значительно ниже вследствие низких коллекторских свойств и литологического экранирования в восточном и северо-восточном направлениях, где полное замещение коллекторов плотными глинистыми породами.

В настоящее время залежи эксплуатируются на режиме вытеснения нефти водой, однако отдельные краевые участки залежей, удаленные от зон нагнетания до организации закачки, эксплуатируются на упруго-водонапорном режиме.

Начальное пластовое давление превышает гидростатическое в 1,05 раза и принято по залежам пластов БС1 и БС2+3 210 атм, а по пласту БС10 — 232 атм.

1.4 Состояние разработки месторождений

Западно — Сургутское месторождение введено в эксплуатацию в 1965 году. Максимальный уровень добычи нефти на месторождении в объеме 6157,8 тыс. т был достигнут в 1984 году. Начиная с 1985 года, добыча нефти на месторождении снижается до минимального значения — 2863,8 тыс. т в 1998 году С 1999 года добыча нефти на месторождении возрастает до 3948,1 тыс. т в 2007 году.

С начала разработки на месторождении добыто 168 592 тыс. т нефти, при обвоненности продукции — 85,5%. Попутно с нефтью отобрано 6873 млн. м3 растворенного газа. В 2007 году отбор растворенного газа составил 169 млн. м3, использование попутного газа — 98%. С начала разработки добыто 518 694 тыс. т жидкости, в продуктивные пласты закачано 557 535 тыс. м3 воды, накопленная компенсация отборов жидкости закачкой воды составила 100. 8%. В 2007 году на месторождении добыто 3948,1 тыс. т нефти, 27 307.9 тыс. т жидкости, в продуктивные пласты закачано 26 175,1 тыс. м3 воды, текущая компенсация отборов жидкости закачкой воды составила 92. 1%.

Фактические уровни добычи нефти в 2005—2007 гг. соответствуют проектным: 2005 год — 3846,1 тыс. т (проект — 3877,4 тыс. т), 2006 год — 3946,4 тыс. т (проект — 3935,4 тыс. т), 2007 год — 3948.1 тыс. т (проект — 3878,2 тыс. т). Всего за 2005−2007 гг. планировалось отобрать 11 691,0 тыс. т нефти, фактическая добыча составила 11 740.6 тыс. т.

По состоянию на 01. 01. 2011 на балансе предприятия числится 2070 скважин, в том числе: добывающих — 1501, нагнетательных — 524, контрольных — 1, водозаборных — 44.

Коэффициент использования фонда: добывающих скважин — 0,967, нагнетательных скважин — 0,933. Коэффициент эксплуатации действующего фонда: добывающих скважин — 0,983, нагнетательных скважин — 0,989.

В 2007 году в эксплуатации на нефть перебывало 1178 скважин. Средний дебит скважин по нефти составил 9,7 т/сут, по жидкости — 67,2 т/сут. Средняя обводненность продукции составила 85. 5%. С обводненностью выше 90% эксплуатировалось 387 скважин, то есть 32,9% фонда добывающих скважин. В 2007 году из этого фонда добыто 967,4 тыс. т нефти (24,5% общего объема добычи). С дебитом нефти менее 5 т/сут эксплуатировалось 538 скважин (46% фонда), в том числе: с дебитом менее 2 т/сут — 261 скважина (22% фонда). Добыча нефти из низкодебитного фонда составила 431 тыс. т (10,9% общего объема добычи).

В целях повышения эффективности нефтеизвлечения на месторождении с 1999 года осуществляется зарезка боковых стволов (БС) при капитальном ремонте скважин (КРС). Всего за 1999−2007 гг. зарезка боковых стволов проведена в 230 скважинах. Из скважин с боковыми стволами добыто 5323.4 тыс. т нефти, в среднем на один боковой ствол отобрано 23.1 тыс. т. В 2007 году из скважин с БС добыто 1246 тыс. т нефти, что составляет 31. 6% от общего годового объема добычи нефти на месторождении.

Пласт АС9, содержащий незначительный объем запасов (НИЗ = 81 тыс. т), практически выработан. Залежь введена в разработку в 1983 году, в настоящее время эксплуатируется на естественном режиме одной добывающей скважиной со средним дебитом по нефти 0.9 т/сут, по жидкости — 29.1 т/сут. В 2007 году добыто: нефти — 0.2 тыс. т, жидкости — 7.2 тыс. т, обводненность продукции составила 97%. Текущий водонефтяной фактор (ВНФ) — 31.6 т/т, накопленный — 14.6 т/т.

Объект БС1 введен в эксплуатацию в 1965 году. На объекте реализуются трехрядные и пятирядные системы размещения скважин с уплотнением и очаговым заводнением. Средняя плотность сетки по фонду скважин, перебывавших в эксплуатации, — 25.9 га/скв. С начала разработки добыто 51 823 тыс. т нефти. В 2007 году добыто 628.9 тыс. т нефти и 9782.3 тыс. т жидкости при обводненности продукции 93. 6%. Текущий ВНФ — 14.6 т/т, накопленный — 3.1 т/т. В 2007 году в эксплуатации на нефть перебывала 201 скважина, средний дебит по нефти составил 8.8 т/сут, по жидкости — 137.2 т/сут. С начала разработки в пласт закачано 217 456 тыс. м3 воды, в том числе: в 2007 году — 8934.4 тыс. м3. Накопленная компенсация отборов жидкости закачкой воды составила 96. 3%, текущая — 90%. Реализуемые системы заводнения обеспечивают поддержание пластового давления на уровне начального — 21.0 МПа.

Объект БС2−3 введен в эксплуатацию в 1965 году. На объекте реализуются трехрядные и пятирядные системы размещения скважин с уплотнением, очаговым и приконтурным заводнением, средняя плотность сетки скважин — 19.1 га/скв. С начала разработки добыто 30 216 тыс. т нефти. В 2007 году добыто 337.0 тыс. т нефти и 6493.7 тыс. т жидкости при обводненности продукции 94. 8%. Текущий ВНФ — 18.3 т/т, накопленный — 3.1 т/т. В 2007 году в эксплуатации на нефть перебывало 97 скважин, средний дебит по нефти составил 9.8 т/сут, по жидкости — 189.2 т/сут. С начала разработки в пласт закачано 116 781 тыс. м3 воды, в том числе: в 2007 году — 4288.5 тыс. м3. Накопленная компенсация отборов жидкости закачкой воды составила 90. 2%, текущая — 65. 3%. Реализуемые системы заводнения обеспечивают поддержание пластового давления на уровне начального — 21.0 МПа.

Залежь пласта БС4, содержащая незначительные запасы (НИЗ — 630 тыс. т), введена в разработку в 1982 году, эксплуатируется на естественном режиме. С начала разработки добыто 541 тыс. т нефти. Залежь эксплуатируется пятью скважинами со средним дебитом по нефти — 12.8 т/сут, по жидкости — 244.3 т/сут. В 2007 году добыто 23.3 тыс. т нефти и 445.6 тыс. т жидкости при обводненности продукции — 94. 8%. Текущий ВНФ — 18.1 т/т, накопленный — 7.1 т/т.

Основной объем начальных геологических запасов приурочен к горизонту БС10−11. Пласт БС11 условно выделяется в нижней части разреза горизонта БС10−11, в плане распространён на 10% площади нефтеносности пласта БС10. В 1965—1991 гг. пласты БС10 и БС11 разрабатывались совместно в составе эксплуатационного объекта БС10−11. В 1991 году было принято решение о разукрупнении объекта БС10−11, которое в полной мере реализовать не удалось. В скважинах с близкими ФЕС пласты БС10 и БС11 четко не выделяются и эксплуатируются совместно (40% скважин пласта БС11). В 2011 году при пересчете запасов нефти за счет уточнения корреляции изменились границы распространения залежей, что привело к перераспределению запасов между пластами БС10 и БС11; доля запасов пласта БС11 в общем объеме запасов горизонта БС10−11 снизилась от 6% до 3%. Как единая гидродинамическая система, горизонт БС10−11 при пересчете запасов был рассмотрен в качестве подсчетного объекта, при проектировании разработки — в качестве эксплуатационного объекта. На объекте реализуются трехрядные, пятирядные, девятиточечные системы размещения скважин с уплотнением и очаговым заводнением, средняя плотность сетки — 17,9 га/скв. С начала разработки добыто 84 206 тыс. т нефти. В 2007 году добыто 2740.7 тыс. т нефти и 10 228.3 тыс. т жидкости при обводненности продукции 73. 2%. Текущий ВНФ — 2.7 т/т, накопленный — 1.1. т/т. В 2007 году в эксплуатации на нефть перебывало 822 скважины, средний дебит по нефти составил 9.7 т/сут, по жидкости — 36.1 т/сут. С начала разработки в пласты закачано 221 823 тыс. м3 воды, в том числе: в 2007 году — 12 575 млн. м3. Накопленная компенсация отборов жидкости закачкой воды составила 113. 6%, текущая — 108. 9%. Реализуемые системы заводнения обеспечивают поддержание пластового давления на уровне начального — 23.2 МПа.

Пласт ЮС1, содержащий незначительные запасы нефти (НИЗ — 214 тыс. т), введен в разработку в 1995 году, эксплуатируется на естественном режиме. С начала разработки добыто 107 тыс. т нефти. В 2007 году эксплуатировалось три скважины со средним дебитом по нефти — 14.1 т/сут, по жидкости — 16.9 т/сут. В 2007 году добыто 14.5 тыс. т нефти и 17.3 тыс. т жидкости, при обводненности — 16. 3%.

Разведка и оценка добывных возможностей горизонта ЮС2 осуществляется с 1980 года. В 1980—1989 годах на горизонт ЮС2 было углублено 11 скважин. В 1987—1989 годах в опытно-промышленную разработку был введен первый опытный участок с размещением скважин по девятиточечной системе с плотностью сетки 25 га/скв. В 2004 году на трех участках были запроектированы ОПР с применением многоствольно-разветвленных скважин с горизонтальными стволами. На участках 2, 4 плотность сетки — 16.6 га/скв., на участке 3 — 32.7 га/скв. Системы разработки планировалось организовать путем бурения пилотных стволов с последующей зарезкой горизонтальных боковых стволов при КРС. К настоящему времени проектный фонд разбурен, формирование регулярных систем зарезкой боковых стволов не завершено. Предварительные результаты ОПР показывают, что в условиях горизонта ЮС2 эффективность применения горизонтальных скважин и технологии ГРП в наклонно-направленных скважинах практически одинакова.

С начала разработки по объекту ЮС2 добыто 1619 тыс. т нефти. В 2007 году добыто 203.5 тыс. т нефти и 333.4 тыс. т жидкости при обводненности 39%. В эксплуатации на нефть перебывало 86 скважин, средний дебит по нефти составил 7.8 т/сут, по жидкости — 12.8 т/сут. С начала разработки в пласт закачано 1475 тыс. м3 воды, в том числе: в 2007 году — 377.6 тыс. м3. Накопленная компенсация отборов жидкости закачкой воды составила 54. 8%, текущая — 95. 7%.

С целью контроля за выработкой запасов нефти продуктивных пластов проводились промыслово-геофизические исследования: гидродинамическая дебитометрия (расходометрия), термоэлектрический индикатор притока, термометрия, влагометрия, плотностнометрия, резистивиметрия, гамма-метод и локатор муфт. Исследования по контролю за выработкой запасов нефти пластов месторождения проведены в 100% добывающих и нагнетательных скважинах. Исследования по контролю за изменением текущей нефтенасыщенности проведены в 114 скважинах. Результаты промыслово-геофизических исследований были обобщены и использованы при анализе выработки запасов нефти.

С начала разработки месторождения проведено: 600 ГРП, 3180 мероприятий по воздействию на призабойную зону пласта, 1219 скважино-операций по закачке потокоотклоняющих составов, 814 перфорационных и 372 изоляционных мероприятий. На месторождении пробурено 20 горизонтальных скважин, при КРС проведена зарезка 230 боковых стволов. Дополнительно добыто 10 730.3 тыс. т нефти (6. 4% от общего отбора), с учетом горизонтальных скважин и боковых стволов добыча нефти составила 17 119 тыс. т (10. 1% от общего отбора).

Таблица 2 — Сравнение проектных и фактических показателей разработки Западно — Сургутского месторождения за 2006−2009 года

Показатели

2006 г.

2007 г.

2008 г.

2009 г.

проект

факт

проект

факт

проект

факт

проект

факт

1

2

3

4

5

6

7

8

9

Добыча нефти, тыс. т/год

3700

4109

3700

5184

3700

5655

6023

5583

Накопленная добыча нефти, тыс. т

17 704

13 402

21 404

18 590

25 104

24 246

30 276

29 834

Темп отбора от начальных извлекаемых запасов, %

3,4

3,8

3,4

4,8

5,3

5,6

5,11

5,15

2. Технико-технологический раздел

2.1 Распределение добывающего фонда скважин по способам эксплуатации

Добывающий фонд скважин по Западно — Сургутскому месторождению на 01. 04. 2012 составил 2334, в том числе действующий — 2150, в бездействии — 127, нагнетательный фонд — 245.

В том числе:

УЭЦН 1089

УШСН 1233

Суточная добыча на конец 2011 года составила 6874 т/сут.

Среднегодовой дебит скважин по нефти:

УЭЦН 21,3 т/сут

УШСН 4,2 т/сут

Обводненность скважин от 10 до 99%, что оказывает существенное влияние на величину действующего фонда, который в последние годы с

2.2 Анализ фонда скважин, оборудованных УШСН (движение фонда за последние 2-3 года, распределение фонда по типоразмерам насосов)

Таблица 3 — Распределение фонда по типоразмерам насосов

куст

гзу

СКВ

Фонд

N

Способ

Способ_

Подземное

п/п

фидера

оборудование

1

2

3

4

5

6

7

8

9

куст

гзу

скв

Фонд

фидер

Способ

Способ1

оборудование1

2

5

од

248

ЭКСП.

50−16

ш

ШГН

HВ1Б-32

25

95

А

577

ЭКСП.

3−08

ш

ШГН

HВ1Б-32

28

95

А

32К

ЭКСП.

3−08

ш

ШГН

HВ1Б-38

32

95

А

1221

ЭКСП.

3−08

ш

ШГН

HВ1Б-27

36

95

А

574

ЭКСП.

3−08

ш

ШГН

HВ1Б-32

38

95

Б

1220

ЭКСП.

3−08

ш

ШГН

HВ1Б-32

52

96

1241

ЭКСП.

3−02

ш

ШГН

HВ1Б-32

61

96

1356

ЭКСП.

3−02

ш

ШГН

НВ1Б-27

66

119

1531

ЭКСП.

3−13

ш

ШГН

HВ1Б-27

67

119

1532

ЭКСП.

3−13

ш

ШГН

HВ1Б-27

69

119

од

20К

ЭКСП.

1А-26

ш

ШГН

25−106 RHAM

71

119 бис

3760

ЭКСП.

3−13

ш

ШГН

HВ1Б-44

72

119 бис

1661

ЭКСП.

3−13

ш

ШГН

НВ1Б-32

92

169

3064

ЭКСП.

3−13

ш

ШГН

HВ1Б-27

120

173

3029

ЭКСП.

50−05

ш

ШГН

HВ1Б-32

136

97

од

238

ЭКСП.

3−13

ш

ШГН

ВОРОHКА

138

106

689

ЭКСП.

50−08

ш

ШГН

HВ1Б-27

141

106

685

ЭКСП.

50−08

ш

ШГН

HВ1Б-32

142

112

1461

ЭКСП.

50−14

ш

ШГН

HВ1Б-32

144

112

од

243

ЭКСП.

3−13

ш

ШГН

HВ1Б-44

149

88

1191

ЭКСП.

4−01

ш

ШГН

HВ1Б-32

165

88 бис

3115

ЭКСП.

4−01

ш

ШГН

HВ1Б-38

166

88 бис

3154

ЭКСП.

4−01

ш

ШГН

HВ1Б-44

169

88 бис

3158

ЭКСП.

4−01

ш

ШГН

HВ1Б-32

173

89

1438

ЭКСП.

3−20

ш

ШГН

HВ1Б-27

179

89

1189

ЭКСП.

3−20

ш

ШГН

НВ1Б-27

180

89

1180

ЭКСП.

3−20

ш

ШГН

HВ1Б-32

187

151

3127

ЭКСП.

3−20

ш

ШГН

HВ1Б-32

188

151

3126

ЭКСП.

3−20

ш

ШГН

HВ1Б-38

198

228

13К

ЭКСП.

1А-26

ш

ШГН

HВ1Б-32

207

152

од

230

ЭКСП.

1А-26

ш

ШГН

HВ1Б-38

219

121

1539

ЭКСП.

4−07

ш

ШГН

25−125 RHAM

227

38

1148

ЭКСП.

2−12

ш

ШГН

HВ1Б-32

232

938

1541

ЭКСП.

4−01

ш

ШГН

HВ1Б-27

254

120

1382

ЭКСП.

4−18

ш

ШГН

HВ1Б-27

267

117

1529

ЭКСП.

3−08

ш

ШГН

HВ1Б-32

280

149

3147

ЭКСП.

1А-04

ш

ШГН

HВ1Б-38

284

150

3178

ЭКСП.

4−18

ш

ШГН

HВ1Б-38

288

150

3141

ЭКСП.

4−18

ш

ШГН

HВ1Б-38

Рисунок 3 — Фонд скважин оборудованных УШГН за 2009−2011 года

Снижение фонда ШГН наблюдается по всем цехам добычи, кроме ЦДНГ-6 (рост на 13 скв, переводы с ЭЦН на ШГН вывод из периодической эксплуатации). С 2009 года снижение фонда ШГН на 179 скв. или 26. 3%, с 2010 г. на 66 скв. В 2011 г. произведено 60 переводов с ЭЦН на ШГН и 87 переводов с ШГН на ЭЦН в 90% случаев после ГТМ.

2.3 Анализ фонда скважин, оборудованных УШСН

Таблица 4 — Фонд скважин, оборудованных УШСН

Тип скважины

Действ-е

Бездейств-е

В консервации

Всего

Добывающие

Нагнетательн.

1151

Бездействующ.

13

В консервации

69

Итого эксплуатац. фонд скважин:

1233

Большую часть добывающего фонда составляют скважины, оборудованные ШСН. Добыча нефти с помощью ШСН является более распространенным и освоенным способом. Оборудование для эксплуатации скважин ШСН не требует дорого обслуживания. Но необходимо систематически работу наземного оборудования и всего комплекса подземной конструкции.

ШСН включает в себя наземное оборудование: станок — качалку, оборудование устья скважины и подземное оборудование: НКТ, насосные штанги, скважинный насос.

Неэффективные ремонты

В 2011 г. произошло 4 неэффективных ремонтов (в 2010 г. — 5 рем., в 2009 г. — 17). Причины неэффективных ремонтов:

1 Обрыв штанг

2 Негерметичность НКТ

3 Отворот штока

4 Гидратообразование

5 Разрушение Р — Ц

Рисунок 4 — Распределение неэффективных ремонтов на фонде УШГН

2. 4 Распределение причин выхода из строя штанговых насосов по виновным организациям

месторождение скважина насос штанговый

Таблица 5 — Распределение по причинам и виновным службам

Распределение по причинам и виновным службам

Причины

2009 год

2010 год

2011 год

Всего

НГДУ

Завод

Всего

НГДУ

Завод

Всего

НГДУ

Завод

Обрыв штанг

17

17

4

4

1

1

Негерметичность НКТ

1

1

1

1

Негерметичность клапанных пар

3

2

1

4

1

3

2

1

1

Гидратообразование

1

1

Вынос КВЧ

1

1

Прочие

1

1

2

2

1

1

Итого

22

21

1

12

9

3

5

4

1

Рисунок 5 — Неэффективные ремонты на фонде ШГН по виновным службам за 2009-2011 года

Отмечено сокращение неэффективных ремонтов по причине обрыва штанг, по сравнению с 2009 г. на 16 случаев, с 2010 г. на 2 случая, это связано с применением (расчет) упрочненной колонны ремонтных штанг с фактическим запасом прочности 1,3 выше теоретической.

2. 5 Осложнения, возникающие в процессе эксплуатации скважин, оборудованных УШСН

Осложнения в эксплуатации насосных скважин обусловлены большим газосодержанием на приеме насоса, повышенным содержанием песка в продукции (пескопроявлением), наличием высоковязких нефтей и водонефтяных эмульсий, существенным искривлением ствола скважины, отложениями парафина и минеральных солей, высокой температурой.

Нефтяной газ в скважине выполняет работу по подъему жидкости с забоя на поверхность. Однако значительное количество газа на приеме насоса приводит к уменьшению коэффициента наполнения насоса вплоть до нарушения подачи.

Известно несколько методов борьбы с вредным влиянием свободного газа на работу насосов. Уменьшение доли вредного пространства можно добиться повышения коэффициента наполнения. При отсутствии влияния вредного пространства работа насоса устойчива с любым даже самым низким коэффициентом наполнения. Это достигается либо применением насоса с нагнетательным клапаном в нижней части плунжера (длиннеходовой насос, правильная посадка плунжера над всасывающим клапаном), либо одновременным увеличением длины хода плунжера при одновременном уменьшении диаметра насоса.

Основной метод борьбы — уменьшение газосодержания в жидкости, поступающей в насос. При увеличении погружения насоса под динамический уровень увеличивается давление на приеме, как следствие уменьшается объем свободного газа за счет сжатия и больше газа растворяется в нефти. Сепарацию газа можно улучшить с помощью защитных устройств и приспособлений, называемых газовыми якорями (газосепараторами), которые устанавливают на приеме насоса. Работа их основана на использовании сил гравитации (всплывания), инерции, а также их сочетания. Отрицательное влияние песка в продукции сводится к абразивному износу плунжерной пары, клапанных узлов и образованию песчаной пробки на забое. Песок также при малейшей негерметичности НКТ быстро размывает каналы протекания жидкости в резьбовых соединениях, усиленно изнашивает штанговые муфты и внутреннюю поверхность НКТ, особенно в искривленных скважинах, возможны заклинивания плунжеров в насосе. Снижение дебита вследствии износа оборудования и образования песчаной пробки вынуждает проведение преждевременного ремонта для замены насоса и промывки пробки.

К «песочным» скважинам относят скважины с содержанием песка более 1 г/л. Наиболее эффективный метод — предупреждение и регулирование поступления песка из пласта в скважину. Первое осуществляется посредством промывки призабойной зоны, а второе уменьшением отбора жидкости. В случае применения полых (трубчатых) штанг цилиндр насоса спускают на НКТ, а плунжер — на полых штангах. Откачиваемая жидкость из плунжера попадает непосредственно в полые штанги, где скорость и увеличивается, чем и достигается лучший вынос песка. При этом также исключается опасность заклинивания плунжера песком.

Для предотвращения образования осадка песка на штанговой колонне устанавливают скребки — завихрители. При большой кривизне ствола скважины наблюдается интенсивное истирание НКТ и штанг вплоть до образования длинных щелей в трубах или обрыва штанг. С целью предотвращения одностороннего истирания штанг и удаление парафина используют ролики — центраторы, скребки — центраторы, штанговращатель. При добычи парафинистой нефти происходит отложение парафина на стенки НКТ, в результате сужается поперечное сечение труб, возрастает сопротивление движения жидкости и перемещение колонны штанг, увеличивается нагрузка на головку балансира станка — качалки, нарушается его уравновешивание, уменьшается коэффициент подачи.

Для борьбы с отложением парафина применяют такие методы как горячая промывка скважины с помощью АДП (агрегат депарафинизации). Для этого с помощью АДП в затрубное пространство подают горячую нефть, которая 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. Также применяют и тепловой метод, с помощью ППУ (паропередвижная установка). Широко применяется метод депарафинизации с помощью пластинчатых скребков. Скребки крепят хомутами к штангам на расстоянии друг от друга не более длины хода плунжера. Ширина скребка на 5−8 мм меньше диаметра НКТ. Насосные установки оборудуют штанговращателями. Колонна насосных штанг с укрепленными на них скребками поворачивается при каждом ходе вниз, при этом боковые грани скребков срезают парафин со стенок труб.

Исходные данные по скважине 1681:

Глубина скважины H, м 2472

Диаметр эксплуатационной колонны D, м 0,146

Планируемый дебит жидкости Qж, м3/сут 3

Объемная обводненность продукции n0, % 14,3

Плотность дегазированной нефти нд, кг/м3 853

Плотность газа г, кг/м3 1,4

Газовый фактор Г0, м3/ м3 53

Вязкость нефти н, м2/с 0,91

Давление насыщения Рнас, МПа 16,6

Пластовое давление Рпл, МПа 16

Устьевое давление Ру, МПа 1,53

Средняя температура в стволе скважины Т, К 303

Коэффициент продуктивности К, м3/(с*Па) 1,02*10-10

Объемный коэффициент нефти, bн 1,16

Решение:

1. Определяем дебит нефти:

(1)

2. Рассчитываем забойное давление:

(2)

3. Строим кривую распределения давления по стволу скважины при Рз=15,7 МПа.

4. Находим, что при Lс=1339 м Рпв=5 МПа. Эту глубину выбираем в качестве глубины спуска.

5. Выбираем диаметр насоса, который для Lс=1339 м и Qж=3 м3/сут равен 27 мм. Выбираем насос НВ1Б-27 II группы посадки с зазором 100 мкм.

6. Колонну НКТ для насоса НВ1Б-27 выбираем диаметром 73 мм и толщиной стенок 5,5 мм.

7. Для давления на приеме определяем:

а) объемный коэффициент нефти

(3)

б) объем растворенного газа

(4)

г) подачу жидкости

(6)

8. Определяем газовый фактор в НКТ. Для этого находим:

а) коэффициент сепарации

(7)

б) газовый фактор в НКТ

(8)

в) давление насыщения в трубах

(9)

9. Строим градиентную кривую распределения давления в НКТ при Ру=1,53 и Готр=41,4 м33. Находим давление на выкиде насоса Рвык=7,94 МПа.

Средняя плоскость смеси в колонне НКТ:

(10)

10. Определяем максимальный перепад давления в клапанах при движении через них продукции скважины.

dклв=25 мм dклн=25 мм

(11) (12)

Максимальная скорость движения смеси в седле всасывающего клапана:

(13)

Число Рейнольдса:

(14)

Перепад давления на всасывающем клапане:

(15)

Определим перепад давления на нагнетательном клапане. Поскольку

Рвык> Рнтр, то Q'г=0 и Qкл=Qжнтр);

(16)

Qжнтр)= Qнс*b (Рнтр)=0,3*10-4*1,14=0,34*10-4 м3

(17)

(18)

(19)

Давление в цилиндре насоса при всасывании Рвсц и нагнетании Рвгц и перепад давления, создаваемый насосом Рнас, будут следующими:

Рвсц= Рпрклв =5−0,02=4,98 МПа (20)

Рнгц= Рвыкклн =7,94+0,5=8,44 Мпа (21)

Рнас= Рнгц — Рпр =8,44−4,98=3,46 МПа (22)

11. Определим утечки в зазоре плунжерной пары:

(23)

Чтобы определить коэффициент утечек, нужно знать расход смеси при давлении Рвсц:

Qжвсц) Qжпр)= Q'ж=3,39*10-4м3/с (24)

(25)

(26)

(27)

Коэффициент утечек определяется

(28)

12 Определяем коэффициент наполнения н:

(29)

(30)

Вычисляем коэффициент ус, учитывающий усадку нефти

(31)

13 В соответствии с полученный коэффициентом наполнения определяем подачу насоса Wнас, обеспечивающую запланированный дебит нефти:

(32)

Зная диаметр насоса находим необходимую скорость откачки:

(33)

Выбираем станок СК3−2,1−630, Sпл=2 м, n=15 мин-1.

14 Для насоса диаметром 27 мм выбираем двухступенчатую колонну штанг из углеродистой марки сталь 40 диаметрами 16 и 19 мм с соотношением длин ступеней 55*45%. Предельная длина такой колонны 1100 м, следовательно длина ступеней 605 и 495 м. в нашем случае глубина спуска насоса 1339 м. поэтому длина ступеней будут составляет 605 и 295 м.

Скорректируем длину ступеней за счет наличия тяжелого низа. Для расчета его веса определим силы сопротивления, сосредаточенный у плунжера:

Сопротивление в нагнетательном клапане

Рклнклн*Fпл=5*10-4*0,785*0,0272=28 Н (34)

Силу трения плунжера о станки цилиндра при откачке обводненной продукции

(35)

Вес тяжелого низа найдем, как сумму сил сопротивлений:

Ртн= Рклн+ Рклн=28+308,5=336,5350 Н (36)

Определим длину тяжелого низа, приняв для него штанги диаметром 25 мм

(37)

Уменьшение длины нижней ступени колонны штанг за счет наличия тяжелого низа:

(38)

Тогда длина ступеней:

l1=605−14=591 м (60%) l2=295+14=309 м (40%)

Принимаем конструкцию колонны штанг диаметром 1619 мм с соотношением длин ступеней 6040%.

15 Рассчитаем потери хода плунжера и длину хода полированного штока

(39)

Рж=(Рвыквсц) Fпл=(7,94−4,98)*0,0272*0,785*106=1,6*103 Н (40)

(41)

=шт+тр=0,5+0,01=0,51 м (42)

Критерий динамичности для данного режима находим

(43)

Поскольку > кр, определим длину хода сальникового штока

S=(Sпл+)*cos=(2,0+0,51)*cos0,42=2,1 м (44)

Принимаем ближайшую стандартную длину хода станка — качалки СК3−2,1−630 S=2,1, тогда для сохранения прежней скорости откачки определяем уточненное число качаний:

N=2,1*14/2,1=14 мин-1 (45)

Тогда

(46)

Длина хода плунжера при S=2,1 м:

(47)

(48)

Коэффициент подачи штанговой насосной установки:

(49)

16. Определяем нагрузки, действующие в точке подвески штанг:

Вес колонны штанг в воздухе

+4,09*9,81*15=9379+13 624+601=23,6 кН (50)

Вес штанг в жидкости

(51)

Вычислим коэффициенты m и

(52)

(53)

Определим вибрационный и инерционные составляющие нагрузки при ходе вверх и вниз

(54)

(55)

(56)

(57)

Определяем поправочные коэффициенты для динамических составляющих экстремальных нагрузок

(58)

(59)

Нагрузки при ходе вверх и вниз

(60)

(61)

17. Рассчитаем напряжение в штангах:

(62)

(63)

(64)

(65)

Для нормализованной стали марки сталь 40 пр> [пр]=80 МПа.

Возьмем сталь марки 20Н2М с усталостной прочность [пр]=90 МПа.

18. Крутящий момент по валу редуктора:

+ (66)

19. По результатам расчета установлено: Рmax=40,1 13 713 Н*м S=2,1 м, n=8 мин-1. этим условия отвечает станок-качалка СК3−2,1−630.

20. Подберем электродвигатель для станка-качалки

Полезная мощность:

(67)

КПД подземной части установки:

(68)

За КПД электродвигателя и станка-качалки принимаем их среднее значение: эд=0,77, ск=0,8, тогда общий КПД

(69)

А полная мощность, затрачиваемая на подъем жидкости:

(70)

Выбираем электродвигатель АОП-41−4

Таким образом, по скважине 1681 путем расчета подбираем тип станка качалки и электродвигателя.

2. 7 Разработка мероприятий по увеличению МРП работы скважин

МРП (межремонтный период) — средняя продолжительность работы скважины в сутках между двумя последовательными ремонтами. Расчет МРП производится ежемесячно за скользящий год по эксплуатационному фонду скважин, как по способам эксплуатации, так и по всему фонду. Расчет МРП производится по формуле:

Где: Т — календарное число суток за расчетный скользящий год (365 или 366);

Ф — среднеарифметический фонд эксплуатационных скважин на начало и конец расчетного скользящего года;

Кэксп — коэффициент эксплуатации за расчетный скользящий год;

N — число ремонтов скважин с использованием подъемного агрегата.

Для повышения надежности работы скважин, установки штанговых насосов комплектуются необходимым дополнительным оборудованием:

Газопесочный якорь — предназначен для предотвращения попадания свободного газа и механических примесей в насос, он применяется на скважинах с большим газовым фактором и выносом механических примесей. Монтируется ниже приема насоса в скважинах с обводненностью менее 75%.

Фильтр заглушка — устанавливается на приеме насоса (вворачивается в корпус приемного клапана) и служит для защиты насоса от попадания в него наиболее крупных посторонних предметов. При использовании клапанов-отсекателей на приеме вставных насосов фильтр — заглушка используется расчетной длины.

Лифтовый клапан — отсекатель применяется со вставным насосом и предназначен для производства подземного ремонта по смене насоса без глушения скважины.

Автосцеп — предназначен для автоматического соединения колонны штанг с плунжером насоса, спущенного вместе с цилиндром невставного насоса, или соединения колонны штанг с вставным насосом, в случае его спуска на НКТ, предварительно смонтировав в посадочном гнезде. Автосцеп монтируется на нижнем конце колонны штанг.

Центраторы Насосных Штанг применяются для предупреждения истирания НКТ и штанговых муфт в процессе эксплуатации наклонных скважин. Монтируются центраторы между штангами в местах, наиболее подверженных истиранию.

Скрепки — центраторы колонны штанг применяются с целью очистки лифтовых труб и тела штанг от отложений парафина и истирания НКТ и штанговых муфт при эксплуатации ШГН, в наклонно-направленных скважинах. Длина колонны штанг со скребками — центраторами выбирается, исходя из глубины отложений парафина в НКТ. Расстояние между скребками — центраторами по длине штанги должно быть меньше длины хода полированного штока.

Магнитный активатор — предназначен для снижения интенсивности парафиноотложений и коррозии внутрискважинного оборудования. Магнитный активатор монтируется на приеме штангового насоса между гозапесочным якорем и приемным клапаном (или клапаном — отсекателем для НСВ).

Отсекатель устьевой сальниковый предназначен для отсечения возможного излива добываемой жидкости из скважин в случае обрыва полированного штока и выхода его из сальника.

Фильтр Пружинный — предназначен для предотвращения попадания крупных частиц в насос. Устанавливается ниже приема насоса. Внутри корпуса фильтра расположена пружина, зазор между витками пружины может регулироваться гайками.

Центратор амортизирующий или КДНШ (компенсатор движения насосных штанг) — предназначен для снижения динамических нагрузок на колонну штанг, устанавливается в местах, наиболее подверженных обрывам и отворотам. Корпус центратора внутри имеет полое пространство, а также два отверстия вверху и внизу. При ходе колонны штанг вверх происходит заполнения полости центратора через нижнее отверстие, под поршнем создается давление, равное давлению газожидкостной смеси в НКТ. При последующем ходе колонны штанг вниз поршень движется вниз, и через верхнее отверстие происходит заполнение полости над поршнем, и в ней также создается давление. Таким образом, сжимающаяся жидкость является компенсатором нагрузки на колонну штанг. Вращающийся вокруг своей оси шток позволяет избежать отворот штанг.

Шарнирная штанга — применяется на скважинах, оборудованных ШГН для предотвращения отворота колонны штанг. Устанавливается в местах, наиболее подверженных отворотам. Состоит из двух полумуфт, в которых расположены полуштанги, способные вращаться вокруг своей оси.

ШТАНГОВРАЩАТЕЛЬ

Штанговращатель предназначен для предотвращения самоотвинчивания насосных штанг.

Скребки — центраторы колонны штанг применяются с целью очистки лифтовых труб по всему внутреннему диаметру от отложений парафина, истирания НКТ и штанговых муфт при эксплуатации ШГН, в наклонно направленных скважинах.

Применение штанговращателей позволяет:

1. увеличить эффективность работы скребков — центраторов — вращение колонны штанг тем самым достигается обработка всего внутреннего диаметра НКТ.

2. уменьшить число отворотов на колонне штанг — вращение колонны производится на заворот.

3. обеспечивает равномерный износ насосных штанг, плунжера штангового насоса и устьевого штока.

АВТОСЦЕП предназначен для автоматического соединения колонны штанг с плунжером насоса, спущенного вместе с цилиндром невставного насоса, или соединения колонны штанг с вставным насосом, в случае его спуска на НКТ, предварительно смонтировав в посадочном гнезде. Автосцеп монтируется на нижнем конце колонны штанг.

ЦЕНТРАТОРЫ НАСОСНЫХ ШТАНГ применяются для предупреждения истирания НКТ и штанговых муфт в процессе эксплуатации наклонных скважин, оборудованных ШГН. Монтируются центраторы между штангами в местах, наиболее подверженных истиранию.

Монтируются по одному на штангу в интервалах набора кривизны бол ее 2° на 10 м.

Скребки — центраторы колонны штанг применяются с целью очистки лифтовых труб и тела штанг от отложений парафина и истирания НКТ и штанговых муфт при эксплуатации ШГН, в наклонно направленных скважинах. Длина колонны штанг со скребками-центраторами выбирается исходя из глубины отложений парафина в НКТ. Расстояние между скребками-центраторами по длине штанги должно быть меньше длины хода полированного штока.

Песочный якорь применяется для снижения влияния ТВВ на работу насоса в высокообводненных скважинах с низким содержанием свободного газа.

Обязательными комплектациями для всех насосов является применение якорей. Выбор конструкции якоря определяется КВЧ, содержанием воды и свободного газа. Насосы типа НН обязательно комплектуются клапанным узлом, позволяющим произвести слив жидкости при подъеме НКТ. Спуск насосов типа НВ при ревизии НКТ производится только с применением автосцепа.

ПЕРЕПУСКНОЙ КЛАПАН ШГН применяется для обеспечения циркуляции при промывке или глушении на скважинах, оборудованных ШГН. Предотвращает попадание в насос парафина, а также размягчение эластомера статора ШВН при проведении АДП. Монтируется над насосом.

ФИЛЬТР ПРУЖИННЫЙ предназначен для предотвращения попадания крупных частиц в насос. Устанавливается ниже приема насоса. Внутри корпуса фильтра расположена пружина, зазор между витками пружины может регулироваться гайками.

ФИЛЬТР НАСОСА ШГН устанавливается ниже приемного клапана, защищает от попадания крупных механических примесей и посторонних предметов в насос.

Также применяется на скважинах, оборудованных невставными ШГН для обеспечения слива жидкости из НКТ при подъеме. Монтируется над приемным клапаном

ЦЕНТРАТОР АМОРТИЗИРУЮЩИЙ ИЛИ КДНШ (компенсатор движения насосных штанг) предназначен для снижения динамических нагрузок на колонну штанг, устанавливается в местах, наиболее подверженных обрывам и отворотам.

Корпус центратора внутри имеет полое пространство, а также два отверстия вверху и внизу. При ходе колонны штанг вверх происходит заполнение полости, центратора через нижнее отверстие, под поршнем создается давление, равное давлению газожидкостной смеси в НКТ. При последующем ходе колонны штанг вниз поршень движется вниз, и через верхнее отверстие происходит заполнение полости над поршнем, и в ней также создается давление. Таким образом, сжимающаяся жидкость является компенсатором нагрузки на колонну штанг. Вращающийся вокруг своей оси шток позволяет избежать отворот штанг.

ПоказатьСвернуть
Заполнить форму текущей работой