Межремонтный период работы скважин

МРП определяется только по группе скважин и означает наработку одной скважины, приходящуюся в среднем на один текущий ремонт в рассматриваемом интервале суммарной наработки:

МРП = (Тн· т)/п

где

Тн — интервал наработки;

m — число скважин;

п — суммарное число отказов за время Тн

Средняя наработка на отказ (МРП)  равна средней наработке между отказами.

Наработка между отказами есть наработка скважинного оборудования от окончания восстановления работоспособности после п -го отказа до возникновения следующего п+1 - го отказа.

Эксплуатация скважин в осложнённых условиях. ,

Технологические проблемы в значительной степени определяются особенностями поздней стадии разработки нефтяных месторождений и их техногенным изменением

Эксплуатация скважин в условиях ОАО «Татнефть» может быть осложнена:

отложением асфальто-смоло-парафинистых веществ,

солей,

влиянием коррозионно-активной среды,

выносом механических примесей,

образованием высоковязких эмульсий в обводненных скважинах,

кривизной ствола скважин

При работе штанговых насосных установок часто встречается особые условия осложняющие работу этих установок. К ним следует отнести : большое газосодержание на принме насоса; большое содержание песка в откачиваемой жидкости; отложение парафина в НКТ и на насосных штангах и менеральных солей в узлах насоса и НКТ; сильное искривление скважин. Очень часто эти осложняющие условия совместно действуют и тогда возникает необходимость борьбы с одновременно осложняющими факторами.

Чаще всего возникают осложнения вследствие влияние газа на работу насоса, уменьшающего коэффициент наполнения цилиндра. Умен-ие вредного простр-ва достиг-ся правильной посадкой плун-ра в цил-ре насоса. Др.фактором, осложн-м работу штанг-х нас-х устан-к, явл-ся присут-ие в откачив-ой жид-ти мелкого песка и иной абраз-ой смеси. Песок, попадая в насос, разруш-т повер-ти дет-ей насоса, увел-т утечки ж-ти ч/з клапаны и зазор, иногда вызыват заклинив-ие плун-ра и обрыв штанг. Д/борьбы прим-ся крепление ПЗС смолами, фильтры, песочные якори.

Осложнение, вызванные отложением парафина, устраняют различными методами.

Периодической тепловой обработкой скважины, обычно закачкой пара в межтрубное пространство от ППУ.

Закачкой растворителей( керосин, солярка, нестабильный бензин)

Скребки

Стеклянные трубы( снижает отложение парафина)

Извлечение штанг и труб и их пропарка.

Осложнение в связи с солеотложением, борьба:

1 Периодически закачка в пласт растворов различных кислот

2 Применением различных дозаторов

3 Промывка СКВ и насосного оборудования различными реагентами

Периодическая работа малодебитных скважин.

Скважины с дебитом жидкости до 5 м3/сут независимо от высоты подъема жидкости относят к малодебитным. Непрерывная откачка жидкости из таких скважин при полном заполнении цилиндра насоса практически не применяется, так как:

а) существующие СК, как правило, не могут обеспечить малую подачу (технологическая причина);

б) средний отбор по мере износа насоса меньше установленного дебита (экономическая причина).

Себестоимость подъема 1 т нефти на поверхность равна отношению эксплуатационных расходов к накопленной добыче. Эксплуатационные расходы состоят из энергетических затрат, затрат на ремонт оборудования и амортизационных отчислений (отчислений на погашение первоначальной стоимости оборудования). Затраты зависят от продолжительности работы установки. Поэтому наиболее целесообразна периодическая эксплуатация таких малодебитных скважин. За счет уменьшения продолжительности работы уменьшаются эксплуатационные расходы и, как следствие, при одной и той же накопленной добыче — ее себестоимость.

Цикл периодической откачки (tц) состоит из двух процессов: накопления жидкости (tн) — рост Рз при уменьшении Q; откачки жидкости (t0)—уменьшение р3 при увеличении Q.

Выбор скважин для периодической откачки осуществляется на основе анализа геолого-технологических и технико-экономических факторов. Основными из них являются следующие:

относительное снижение дебита — отношение среднего дебита Qn, получаемого при периодической откачке, к дебиту при непрерывной откачке QHn: φп=QпQнп<1

коэффициент запаса подачи — отношение возможной подачи QH данной установки при полном заполнении цилиндра жидкостью к фактическому дебиту при непрерывной откачке:  εп=αп*QтQнп=QнQнп, где ап — фактический коэффициент подачи нового насоса; QT— теоретическая подача насоса.

Относительное снижение дебита фп оценивают из условия, что себестоимость нефти Сп при периодической откачке не .должна быть выше себестоимости Снп ПРИ непрерывной откачке, то есть Сп<С„п. Желательно, чтобы фп изменялось от 0,8 до 0,95. А. Н. Адонин рекомендует принимать еп от 1,5 до 3,5.

Периоды /н и t0 можно рассчитать теоретически. Такой расчет обычно не дает надежных результатов вследствие наличия различных осложнений в эксплуатации, отсутствия качественных исследований. На практике с помощью динамографа устанавливают момент, когда уровень жидкости достигает приема насоса и происходит подсос газа из затрубного пространства (см. рис. 11.12,6), тем самым определяют продолжительность откачки. А периоды накопления tH подбирают опытным путем, изменяя их продолжительность для получения приемлемого фп. Период откачки изменяется с помощью автоматических устройств, включающих и отключающих СК. Работа их может быть основана на разных принципах: реле времени (при этом не учтен износ насоса); по прекращению подачи; косвенное измерение уровня жидкости в скважине; динамографическое реле; датчики силы и давления и др.

По мере износа насоса для поддержания дебита скважины необходимо интенсифицировать режим работы установки за счет запаса подачи и увеличить продолжительность откачки. Замену насоса рекомендуется проводить, когда t0 увеличится в 10—15 раз.

На периодическую эксплуатацию целесообразно переводить скважины, характеризующиеся малыми коэффициентами продуктивности, большими пластовыми давлениями, большими диаметрами эксплуатационной колонны. Чем больше ts, тем более выгодна периодическая откачка, так как при этом увеличивается время простоя оборудования, а следовательно, экономится электроэнергия и меньше изнашивается оборудование. Чем больше частота ремонтов и стоимость каждого ремонта, тем в большей степени скважина подходит для периодической откачки. При наличии зумпфа в скважине можно избежать потерь в добыче нефти, периодически откачивая жидкость из него. В карбонатных пластах для такой же цели создают накопительные камеры на забое в виде расширения и углубления ствола скважины. Перевод на периодическую откачку не рекомендуется при обводненности более 80—90% и содержании песка более 1%. При правильно организованной периодической эксплуатации календарный межремонтный период по смене насоса увеличивается по сравнению с непрерывной эксплуатацией в 2—3 раза.

Постоянные и переменные факторы, влияющие на коэффициент подачи.

К постоянным факторам можно отнести:

влияние свободного газа в откачиваемой смеси;

уменьшение полезного хода плунжера по сравнению с ходом точки подвеса штанг за счет упругих деформаций насосных штанг и труб;

уменьшение объема откачиваемой ж-ти (усадка) в результате ее охлаждения на поверхности и дегазации в сепарационных устройствах.

К переменным факторам, изменяющимся во времени, можно отнести:

утечки м/у цилиндром и плунжером, которые зависят от степени износа насоса и наличия абразивных примесей в откачиваемой ж-ти;

утечки в клапанах насоса из-за их немгновенного закрытия и открытия и, главным образом, из-за их износа и коррозии;

утечки через неплотности в муфтовых соединениях НКТ, которые все время подвергаются переменным нагрузкам

Оборудование штанговых насосных скважин. Станки - качалки. Цепной привод.

Привод штангового насоса. Привод предназначен для приведения колонны насосных штанг в возвратно-поступательное движение. Как правило, в состав привода штангового насоса входят электродвигатель, клиноременная передача, редуктор, механизм преобразования вращательного движения в возвратно-поступательное и подвеска устьевого штока. . В кач-ве привода ШСН м.б. использован СК балансирного типа механич или ЦП.  

Устьевое оборудование скважин, эксплуатируемых установками скважинного штангового насоса. Устьевое оборудование скважин, эксплуатируемых УСШН, должно обеспечивать герметизацию устья  скв, подвеску колонны НКТ, отвод продукции скв из колонны НКТ и газа из межтрубного пространства в выкидную линию, выполнения технологических операций с закачкой в скважину технологических жидкостей (промывки, глушение и др.), а также проведение исследовательских работ. Основными параметрами технической характеристики устьевого оборудования являются рабочее давл-е и t-ра, а также проходной диаметр запорных органов

НКТ. НКТ, применяемые для эксплуатации скважин штанговыми насосами, изготавливаются в соответствии с ГОСТ 633-80.

Для скважин нижнего и среднего карбона применяются трубы с высоким пределом текучести  не рекомендуется, т.к. они склонны к сульфитному растрескиванию. В этих условиях желательно применять НКТ группы прочности Д. Для предотвращения коррозии в «ТН» используются НКТ с покрытиями (ПЭП-585, серого цвета)

Насосные штанги. Насосные штанги и муфты к ним предназначены для передачи движения от наземного привода к скважинному насосу. Штанги представляют собой цельные стальные стержни круглого сечения с высаженными наружу концами. Штанги на обоих концах имеют резьбу, а под резьбой — квадратную шейку для захвата ключом при свинчивании и развинчивании. ГОСТ 13877-96 предусматривает цельные (без сварных соединений) металлические насосные штанги с наружной резьбой на обоих концах со следующими значениями стандартной длины:

нормальной длины — 7620; 8000*; 9140 мм;

укороченной длины — 610; 915; 1000*; 1220; 1500*; 1830; 2000*; 2440; 3050 и 3660 мм.

Штанговые муфты предусматриваются с внутренней резьбой на обоих концах. В соответствии с ГОСТ 13877-96 должны изготовляться муфты следующих типов:

соединительные — для соединения штанг одинаковых условных размеров;

переводные — для соединения штанг разных условных размеров.

Поверхность головок штанг не должна иметь поперечных дефектов. Для ОАО «ТН» базовым явл-ся штанги диаметром 19 и 22 мм. Диаметр 25мм – «утяжеленный низ», 16мм практически не применяется.

Штанговые насосы. Подразделяются на трубные и вставные.

Трубные (невставные). Цилиндр спускается в скважину на насосных трубах без плунжера. Плунжер спускается отдельно на насосных штангах.

Вставные насосы. Цилиндр в сборе с плунжером и клапанами спускается на штангах. В этом случае на конце насосных труб заранее устанавливается специальное посадочное устройство – замковая опора, на которой происходит посадка и уплотнение насоса. Для извлечения вставного насоса в случае ремонта достаточно извлечь только штанги, вместе с которыми извлекается весь насос.

Полная маркировка насоса включает:

Номинальный диаметр насосно-компрессорных труб;

Номинальный диаметр плунжера;

Тип насоса, тип рабочего цилиндра, расположение и тип замка;

Длину цилиндра в футах, или соответственно, число втулок;

Номинальную длину плунжера в футах;

Общую длину удлинителей, если таковые применяются..

Выбор диаметра штангового скважинного насоса.

Выбор насоса зависит от:

конкретных условий эксплуатации (диаметр НКТ, глубина залегания продуктивных пластов, продуктивная характеристика скважины, искривленность ствола);

материалов, из которых изготовлены цилиндр, плунжер и клапаны (в зависимости от характеристик откачиваемой жидкости (коррозионности и абразивности);

зазора между плунжером и цилиндром (в зависимости от вязкости, а также от доли и гранулометрического состава твердых веществ в откачиваемой среде);

длины плунжера (в зависимости от вязкости откачиваемой среды, зазора и глубины подвески).

Диаметр скважинного насоса выбир-м по диаграмме Адонина (по глубине спуска насоса и дебиту скв)

Тип насоса выбир.с учетом св-в откачиваемой ж-ти, наличия в ней  песка и газа, дебита скв, требуемой глуб.спуска насоса.

Выбор типа штангового насоса. Выбор колонны НКТ.

При одинак. размере НКТ возможно применение трубного нас-а с большим диам-м цил-ра, чем вставного. Трубные нас-ы рек-ся применять д/высокодебитных скв, эк-х пласты терриген. Девона и бобриковского гориз-та, а также на скв с ВВН.

Диаметр скважинного насоса выбир-м по диаграмме Адонина (по глубине спуска насоса и дебиту скв)

Тип насоса выбир.с учетом св-в откачиваемой ж-ти, наличия в ней  песка и газа, дебита скв, требуемой глуб.спуска насоса.

Диам-р НКТ выбир-т исходя из типа и условного размера ШСН по спец.табл-м. при откачке ВВН д/сниж-я гидродин. Трения штанг выбир-т НКТ с уловным диам-м на 1-2 размера >, чем рекоменд-й в табл.

Оборудование штанговых насосных скважин. Штанговые скважинные насосы.

Выбор насоса зависит от:

конкретных условий эксплуатации (диаметр НКТ, глубина залегания продуктивных пластов, продуктивная характеристика скважины, искривленность ствола);

материалов, из которых изготовлены цилиндр, плунжер и клапаны (в зависимости от характеристик откачиваемой жидкости (коррозионности и абразивности);

зазора между плунжером и цилиндром (в зависимости от вязкости, а также от доли и гранулометрического состава твердых веществ в откачиваемой среде);

длины плунжера (в зависимости от вязкости откачиваемой среды, зазора и глубины подвески).

Определяющими параметрами при выборе привода штангового насоса являются глубина подвески насоса и дебит скважины.

Штанговые насосы по конструкции и способу установки подразделяют на не вставные (трубные) и вставные.

Скважинные насосы изготовляются следующих типов:

НВ 1 – вставные с замком наверху;

НВ 2 – вставные с замком внизу;

НН – невставные без ловителя;

НН 1 – невставные с захватным штоком;

НН 2 – невставные с ловителем.

Не вставные насосы бывают:

- двух клапанные НГН-1 (насос глубинный не вставной первого типа);

- трех клапанные НГН-2.

Не вставные насосы отличаются тем, что основные их узлы в скважину спускают раздельно: цилиндр – на на-сосно-компрессорных трубах, а плунжер и всасывающий клапан – на насосных штангах. Поднимают не вставной насос также раздельно: сначала на штангах поднимают плунжер с всасывающим клапаном, затем на НКТ – цилиндр.

Оборудование штанговых насосных скважин. Насосные штанги.

Колонна насосных штанг служит для соединения плунжера штангового насоса с приводом насосной установки и сообщает плунжеру возвратно-поступательное движение. Колонну насосных штанг собирают из отдельных штанг длиной 8м, диаметрами 12, 16, 19, 22, 25, и 28мм, которые соединяют между собой муфтами.

Для регулирования положения плунжера относительно цилиндра насоса используют короткие штанги - «укороченная штанга" длиной 1 – 3м.

В соответствии с ГОСТ 13877-96 должны изготовляться муфты следующих типов:

соединительные — для соединения штанг одинаковых условных размеров;

переводные — для соединения штанг разных условных размеров.

Муфты каждого типа должны изготовляться исполнений:

1 — полноразмерные с лысками под ключ;

2 — полноразмерные без лысок;

3 — уменьшенного диаметра.

Примеры условных обозначений штанг и муфт по ГОСТ 13877-96.

Штанги условным размером 19 мм, длиной 8000 мм из нормализованной стали марки 40 с соединительной муфтой исполнения 2 класса Т:

Штанга насосная ШН19-40 ГОСТ 13877-96.

То же, длиной 7620 мм:

Штанга насосная ШН19-7620-40 ГОСТ 13877-96.

То же, для штанги, подвергнутой поверхностному упрочнению нагревом ТВЧ:

Штанга насосная ШН19-7620-40S ГОСТ 13877-96.

То же, с муфтой исполнения 2 класса 3:

Штанга насосная ШН19-7620-40S-S ГОСТ 13877-96.

То же, с соединительной муфтой исполнения 3 класса SM:

Штанга насосная ШН19-7620-40S-3SМ ГОСТ 13877-96.

Предварительный выбор способа эксплуатации скважин на основе обобщённых параметров.

Под эксплуатацией скв поним-ся процесс подъема продукции на пов-ть за счет того или иного энергетич-го источника по возможности бесперебойно и с мин-ми затратами трудовых и мат-х рес-в.

Границы примен разл сособ эксп скв четко не опред и пересек м/у собой, т.е. при одних и тех де геолого-промысл услов как правило можно примен разл способ с разл вариан компон оборуд.

Существ методики выбора способа эксп обычно вкл в себя 2 этапа:

1.Оценка эффективности сущ способов эксп при рассматриваемых геол-техноло условиях для предварит-го рацион-я способа экспл с использ экспере-х оценок

2.По известным методикам выбир компон оборудован для кажд из возможн способ экспл с расчетом в кажд варин комп комплекс экономического критер эффективности

Дебиты и Рз при выборе способа экспл явл как правило исход данными. Они опред при решении компл задач прогнозирования технол показателей разработки.

Схемы выбора способа эксп

-Предварительно, исходя из экспер оценок отсеив часть способ экспл, как недопустимые или малоэффективные. Данный этап не явл обязательным.

-Расчеты могут провод для всех сущ способ экспл, или же выбираться переч способ исходя из каких либо допол соображ

-При заданных дебите и Рз провод расчеты по извест методам подбора скважинного оборуд для разл способ экспл. При этом опред возможные варианты компоновки скваж-го оборуд, позволя-е обеспеч необход дебит при заданном Рз.

-Для каждого рассчитан-говарианта комонов скв оборуд опред знач комплексного критенрия, например в роли такого критерия выступает себестоимость добычи нефти.

После провед расчетов для кажд скв опред неск возможн способ экспл с вариант компоновки оборуд и встает вопрос о выборе рацион спос экспл. При этом некоторый способ может оказ лучше.