7. Определяем разность между оптимальной и фактической

глубиной погружения насоса

, м.

Данные и результаты расчетов приведены в таблице 12.

Таблица 12

№ скв.	hопт м	hф м	Δh, м
116	389,5	86	303,5
190	347,2	366	-18,8
601	397,9	293	104,9
122	358,2	132	226,2
71	319,9	340	-20,1
75	326,1	380	-53,9
118	492,6	347	145,6
125	347,4	559	-212
19	368,7	492	-123
33	263,9	599	-335
45	328,3	669	-341
408	381,9	332	49,95
614	351,2	481	-130
112	380,8	415	-34,2
117	460,3	466	-5,66

8. Определяем коэффициент подачи насоса.

, где

Q_ф – фактическая подача насоса, м­³/сут;

Q_т – теоретическая подача насоса, м³/сут.

Данные и результаты расчетов приведены в таблице 13.

Таблица 13

№ скв.	Qф м­3/сут.	Qт м­3/сут.	
116	4,1	9,5	0,432
190	12,7	22,1	0,575
601	16,1	21,9	0,735
122	3,6	4,1	0,878
71	10,5	18,8	0,559
75	9,8	12,2	0,803
118	16,8	24,8	0,677
125	13,8	20,7	0,667
19	17,6	33,1	0,532
33	6,5	14,1	0,461
45	1	12,2	0,082
308	7,9	26,3	0,3
614	5,4	14,1	0,383
112	7,3	23,2	0,315
117	8,1	16,2	0,5

Сводная таблица технологических режимов работы скважин

Данные и результаты расчетов приведены в таблице 14.

Таблица 14

№ скв.	G м3/м3	ж, кг/м3	Рпр, МПа	Hопт, м	hф, м	Δh, м	
116	0,213	763,9	4,2	389,5	86	303,5	0,432
190	0,654	1009	5,2	347,2	366	-18,8	0,575
601	0,237	797,8	5,1	397,9	293	104,9	0,735
122	0,213	763,9	4,2	358,2	132	226,2	0,878
71	0,25	813,7	4,6	319,9	340	-20,1	0,559
75	0,26	824,6	4	326,1	380	-53,9	0,803
118	0,507	982,4	5,3	492,6	347	145,6	0,677
125	1,69	1129	5,4	347,4	559	-212	0,667
19	0,354	905,4	4	368,7	492	-123	0,532
33	0,624	1012	4	263,9	599	-335	0,461
45	2,18	1146	4,9	328,3	669	-341	0,082
308	0,293	853	3,9	381,9	332	49,95	0,3
614	0,213	763,6	3,6	351,2	481	-130	0,383
112	0,236	796,4	4,2	380,8	415	-34,2	0,315
117	0,441	962	4,7	460,3	466	-5,66	0,5

На скважинах 45, 33, 125 наблюдается значительное превышение фактической глубины спуска насоса под динамический уровень (h_ф) над оптимальной глубиной (H_опт), возможно это связано с большим содержанием газа в пластовой жидкости или достаточно высокой обводненностью пластовой жидкости. На скважинах же 116, 122 наблюдается обратное, в этих скважинах фактическая глубина спуска насоса под динамический уровень (h_ф) во многом меньше чем оптимальная глубина спуска насоса (H_опт), результатом такой глубины спуска насоса под динамический уровень может служить достаточно малый фактический дебит (Q_ф) скважины, который не требует достаточно большого погружения насоса под динамический уровень жидкости.

Кроме того на скважинах 19, 33, 45, 308, 614, 112, 117 наблюдается низкий коэффициент подачи насоса, возможно это связано:

• С плохой проницаемостью призабойной зоны пласта (ПЗП) вследствие засорения ПЗП механическими примесями;

• С уменьшением фактического дебита скважины вызванного вследствие уменьшения проходного сечения насосно - компрессорных труб (НКТ) в результате отложения АСПО.

2.3 Выбор оборудования

Расчет проводится по скважине 118

НВ – 32, глубина спуска 1304м.

Глубина скважины 1450 м.

1. Определяем планируемый отбор жидкости при (n=1):

Q= К* (Р_пл- P_заб) ⁿ, т/сут

Q=2,897*(13, 6-7, 8) ¹=15, 53 т/сут.

2. Определяем глубину спуска насоса:

L= h_ф-(Р_пл- Р_пр)*10⁶/ (_ж*g), м

L= 1563-(7,8-5,31)*10⁶/(982*9,8)=1304 м.

2. Определяем объемную производительность установки (при η =0,8):

Q_об = Q*10³ /_ж* η, м³/сут

Q_об = 16, 8*10³/982*0.8 =21, 38 м³/сут.

3. Выбираем оборудование по диаграмме Адонина:

Подходит 5СК-6-2,1-1600

d_пл = 32 мм.

4. Выбираем насос и диаметр НКТ:

НСВ1; d_нкт = 60 мм.

5. В зависимости от глубины спуска выбираем колонну штанг:

Колонна двухступенчатая:

1 ступень 22 мм, 31% (404м);

2 ступень 19 мм, 69% (900м).

6. Определяем число качаний:

n= Q*10³/(1440*F_пл* S*η*_ж), где

F_пл=(π* d²_пл)/4=3,14*0,032 /4= 0,0008м²;

F_пл – площадь плунжера, м;

S – длина хода штока, м;

Q – фактичекский дебит, м³/сут;

_ж – плотность жидкости, кг/ м³;

η – коэффициент подачи = 0,8;

n=16, 8*10³/1440*0, 0008*2, 1*0, 8*982= 8, 8 кач.

5. Определяем мощность электродвигателя:

N= (401*10^-6* π* d²_пл*S*n*_ж* L*(1-_н*_ск))/ (_н*_ск**k), где

k – коэффициент степени уравновешенности (=1,2);

_н и _ск. – КПД насоса и КПД СК (0,9 и 0,82);

 – коэффициент подачи насоса(=0,8);

N=(401*10^-6*3,14*0,032²*2,1*8,8*982*1304*(1-0,9*0,82))/ (0,9*0,82*0,8*1,2)=8,8 кВт.

Исходя, из данных расчетов на скважину № 118 я предлагаю установить электродвигатель типа АОП-62-4 мощностью 10 кВт.

Вывод: Согласно расчетным данным, по диаграмме Адонина выбираем следующий вид СК: 5СК-6-2,1-1600, где

5 – номер модели СК;

6 – наибольшая допустимая нагрузка на голову балансира;

2,1 – наибольшая длина хода устьевого штока;

1600 – наибольший крутящий момент.

2.4 Осложнения, возникающие при добыче нефти и методы борьбы с ними при работе скважин оборудованных УСШН на Таныпском месторождении

Из технических средств механизированной добычи нефти наибольшее распространение в настоящее время имеют штанговые глубинные насосы. Около 70% действующего фонда скважин эксплуатируется этим способом (по России).

Основными осложнениями при данном способе добычи нефти являются:

• отложение парафина и солей;

• вредное влияние газа на работу насоса;

• подъём нефти в искривлённых скважинах;

• повышенное содержание песка в продукции;

• подъём высоковязких нефтей и образование водоносных эмульсий.

Отложение парафина и солей

При добыче парафинистой нефти происходит отложение парафина на стенках НКТ, что ведет к снижению производительности насоса и прекращению извлечения жидкости.

Нефти по своему углеводородному составу весьма разнообразны, поэтому на некоторых месторождениях добыча нефти не сопровождается выделением парафина. Мелкие частицы парафина могут оставаться во взвешенном состоянии и уноситься потоком жидкости. При определенных условиях они склеиваются вместе выделяющимися одновременно смолами и асфальтенами, образуя липкие комочки твердых углеводородов, которые прилипают к шероховатым стенкам труб, уменьшая их сечение.

Толщина отложений парафина на внутренних стенках труб увеличивается от забоя к устью скважины по мере снижения температуры и дегазации нефти. Как правило, их толщина достигает максимума на глубинах 200 - 50 м, а ближе к устью толщина отложений уменьшается. Это связано с увеличением скорости движения газожидкостной смеси в результате расширения газа и механическим разрушением парафиновых отложений потоком жидкости. Отложению парафина способствуют шероховатость поверхности, малые скорости потока и периодическое обнажение поверхности в результате пульсации.

Отложения неорганических солей в призабойной зоне пласта и оборудовании скважины существенно осложняют процесс добычи нефти. Как следствие происходит резкое снижение продуктивности скважин, преждевременный выход из строя штанговых насосов и оборудования скважин. В скважинах, оборудованных установками скважинных штанговых насосов (УСШН), ниже приема насоса образуются солевые пробки, высота которых иногда достигает 500 м и более; при этом внутренний диаметр насосно-компрессорных труб (НКТ) сужается на 10-12 мм. Солевые отложения полностью выводят из строя насосы, приводят к частому обрыву насосных штанг, порче НКТ и другим осложнениям. Все это на продолжительное время нарушает нормальный режим работы нефтяных скважин и приводит к потере добычи нефти.

Предупреждение отложений парафина

Для предотвращения отложений парафина и обеспечения нормальных условий работы скважины применяются различные методы. Можно выделить следующие главные методы ликвидации отложений парафина.

1. Механические методы, к которым относятся:

• применение пружинных скребков, периодически спускаемых в НКТ на стальной проволоке;

• периодическое извлечение запарафиненной части колонны НКТ и очистка их внутренней полости механическими скребками на поверхности;

• применение автоматических так называемых летающих скребков.

2. Тепловые методы:

• прогрев колонны труб путем закачки перегретого пара в затрубное пространство;

• прогрев труб путем закачки горячей нефти;

3. Применение труб, имеющих внутреннее покрытие из стекла, эмали или эпоксидных смол.

4. Применение различных растворителей парафиновых отложений.

5. Применение химических добавок, предотвращающих прилипание парафина к стенкам труб.

В зависимости от интенсивности образования парафиновых отложений, их прочности, состава и других особенностей применяют различные методы и часто их комбинации.

Борьба с отложением солей

Отложение солей на стенках НКТ подземного оборудования и даже в призабойной зоне наблюдается на некоторых месторождениях нефти при закачке в пласт пресной воды для ППД.

Основными методами борьбы с образовавшимися солевыми отложениями являются химические методы, т. е. применение различных растворителей с последующим удалением продуктов реакции. Солевые отложения образуются не только в фонтанных трубах, но и в системе сбора и подготовки нефти, и газа на поверхности. В зависимости от солевого состава пластовых вод и интенсивности отложения солей применяют различные ингибиторы, т. е. химические добавки, полученные на основе фосфорорганических соединений. Ингибиторы вводят в поток в дозах, составляющих несколько граммов на 1 м³ пластовой жидкости. Ингибиторы позволяют удерживать в растворе ионы кальция, предотвращая его отложения. Плотные осадки удаляют растворами гидроокисей (например, каустической соды). Образующиеся при этом гидроокиси кальция представляют рыхлую массу, которая легко разрушается при действии раствора соляной кислоты.

Влияние газа на работу ШГН

Значительное количество свободного газа на приеме насоса приводит к уменьшению коэффициента наполнения насоса вплоть до нарушения подачи. Это происходит следующим образом. При ходе плунжера вниз газожидкостная смесь под ним сжимается до давления, равного давлению над плунжером, которое достаточно велико. Газ растворяется в жидкости и, в частности, в той, которая находится во вредном¹ пространстве. При последующем ходе вверх давление под плунжером падает до давления на приеме насоса. Растворенный газ выделяется и задерживает открытие всасывающего клапана, пока давление не упадет до давления приема. В результате под плунжер поступает меньшее количество смеси.

П ример динамограмм² с нормальным заполнением полости насоса и с влиянием газа приведён на рисунках 1 и 2.

Борьба с влиянием газа

Основной метод борьбы - уменьшение газосодержания в жидкости, поступающей в насос. При поступлении жидкости в насос газ частично сепарируется в затрубное пространство. Сепарацию газа характеризуют коэффициентом сепарации, который представляет собой отношение объема свободного газа, уходящего в затрубное пространство, ко всему объему свободного газа при термодинамических условиях у приема насоса.

Сепарацию (отделение) газа можно улучшить с помощью защитных устройств и приспособлений, называемых газовыми якорями (газосепараторами), которые устанавливаются при приеме насоса. Работа их основана на использовании сил гравитации (всплывания), инерции, их сочетания. В настоящее время штанговые глубинные насосы оборудуются газо-песочными якорями (ГПЯ).

Работа ШГН в искривлённых скважинах

При большой кривизне ствола скважины наблюдается интенсивное истирание НКТ и штанг вплоть до образования длинных щелей в трубах или обрыва штанг.

Борьба с односторонним истиранием оборудования

Для медленного проворачивания колонны штанг и плунжера "на выворот" при каждом ходе головки балансира с целью предотвращения одностороннего истирания штанг, муфт и плунжера при использовании пластинчатых скребков применяют штанговращатель. Применяют также протекторные и направляющие муфты, скребки ‑ завихрители. Кроме того, принимают режим откачки, характеризующийся большой длиной хода S и малым числом качаний n. Также перед спуском ШГН и ЭЦН в наклонную скважины спускают шаблон диаметром больше чем насос.

Влияние песка

Отрицательное влияние песка в продукции приводит к абразивному износу плунжерной пары, клапанных узлов и образованию песчаной пробки на забое. Песок также при малейшей не герметичности НКТ быстро размывает каналы протекания жидкости в резьбовых соединениях, усиленно изнашивает штанговые муфты и внутреннюю поверхность НКТ, особенно в искривленных скважинах. Даже при кратковременных остановках (до 10  20 мин) возможно заедание плунжера в насосе, а при большом осадке – и заклинивание штанг в трубах. Увеличение утечек жидкости, обусловленных абразивным износом и размывом, приводит к уменьшению подачи ШСНУ и скорости подачи восходящего потока ниже приема, что способствует ускорению образования пробки. А забойная пробка существенно ограничивает приток в скважину. Снижение дебита вследствие износа оборудования и образования песчаной пробки вынуждает проведение преждевременного ремонта для замены насоса и промывки пробки. К песчаным скважинам относят скважины с содержанием песка более 1 г/л.

Борьба с песком

При насосной эксплуатации выделяют 4 группы методов борьбы с песком:

1. Наиболее эффективный метод - предупреждение и регулирование поступления песка из пласта в скважину. Первое осуществляют посредством либо установки

специальных фильтров на забое, либо крепления призабойной зоны, а второе - уменьшением отбора жидкости.

2. Обеспечение выноса на поверхность значительной части песка, поступающего в скважину. Это обеспечивается подбором сочетаний подъемных труб и штанг либо подкачкой в затрубное пространство чистой жидкости (нефти, воды).

3. Установкой песочных якорей (сепараторов) и фильтров у приема насоса достигается сепарация песка от жидкости. Работа песчаных якорей основана на гравитационном принципе

Песочный якорь прямого действия одновременно является газовым якорем. Применение песочных якорей - не основной, а вспомогательный метод борьбы с песком. Метод эффективен для скважин, в которых поступление песка непродолжительно и общее его количество невелико.

4. Противопесочные фильтры, устанавливаемые у приема насоса, предупреждают поступление в насос песчинок средних и крупных размеров (более 0,01 мм в зависимости от соотношения размеров песчинок и каналов материала фильтра). Вследствие быстрого засорения противопесочные фильтры не нашли широкого применения. Их целесообразно помещать в корпус с "карманом" для осаждения песка или сочетать с песочным якорем.

Добыча высоковязких нефтей

Основной способ подъема высоковязких нефтей на поверхность - штанговый скважинно-насосный. В процессе эксплуатации возникают осложнения, вызванные сигналами гидродинамического трения и при движении штанг в жидкости, а также движении жидкости в трубах и через нагнетательный и всасывающий клапаны.

При откачке нефтей с вязкостью более 500 мПа·с может происходить "зависание" штанг в жидкости при ходе вниз.

Борьба с высоковязкой нефтью

Основной метод химический основанный на добавлении в поток добываемой жидкости (в зону приема глубинного насоса, в зону перфорации, в затрубное пространство, а также в трубопровод нефтесбора) различных химических добавок уменьшающих их вязкость.