3.4. Анализ причин выхода из строя скважин оборудованных шсну на примере фонда скважин нгду «Лениногорскнефть» за период 2011-2013 года.

Причины ремонтов за отчетные 2011 – 2013 года изложены в таблице 2.

Таблица 2. Причины ремонтов скважин, оборудованных ШСНУ. ЗА 2011-2013 года.

Проичины ремонтов	2011	2012	2013
1	2	3	4
ГТМ	292	291	220
Ремонты связанные с изменением условий разработки	67	44	80
Отказы оборудования в т. ч. НКТ Насос Штанги Прочие	652 189 170 256 37	650 191 130 249 80	708 235 153 264 56
Эксплуатационные отказы, в т.ч. АСПО Отложение солей	141 36 40	79 14 21	73 13 18
Образование эмульсий Засорение	15 48	6 36	5 35

Продолжение таблицы 2.

1	2	3	4
Прочие отложения	2	2	2
Прочие	81	69	56
Всего:	1233	1127	1137

Из таблицы № 2 видна тенденция к снижению количества ремонтов, так за период с 2011 по 2013 года количество ремонтов снизилось с 1233 до 1137 ремонтов т. е. на 96 ремонтов. В основном сокращение произошло за счет снижения ремонтов по следующим причинам. Ремонты подразделяются на следующие группы: ГТМ (Геолого - Технические Мероприятия)  – это работы, проводимые на скважинах с целью регулирования разработки месторождений и поддержания целевых уровней добычи нефти. С помощью геолого-технических мероприятий нефтедобывающие предприятия обеспечивают выполнение проектных показателей разработки месторождений. В 2011 году по данной причине было произведено 292 ремонта, в 2012 же году было сделано 291 ремонт, а в 2013 году число ремонтов снизилось до 220 ремонтов. Следующие, это ремонты связанные с изменением условий разработки в данном случае в 2011 году было проведено 67 ремонтов, в 2013 году число ремонтов повысилось до 80 ремонтов, это связано с тем, что на большинстве скважин проводится исследование. Самое большее число ремонтов было связано с отказами оборудования в 2011 году было произведено 652 ремонта, в 2012 году 650 ремонтов, а уже в 2013 году число ремонтов по причине отказов оборудования возросло до 708 ремонтов, что свидетельствует о использовании старого оборудования. В данный раздел входят ремонты связанные с НКТ (насосно компрессорные трубы) в 2011 году по причине выхода из строя НКТ было проведено 189 ремонтов, в 2012 году 191 ремонт и в 2013 году уже 235 ремонтов, это говорит о том, что скважинах НКТ со сроком эксплуатации более 10-20 лет, короззионые отверстия. Динамика отказов по насосам за рассматриваемый период входят такие проблемы как, износ клапанных узлов, осаждение на всасывающем и нагнетательном клапанах парафина, солей. Износ насоса вследствие истирания, а также каррозии металла, так как он находится в агрессивной среде. В 2011 году было произведено 170 ремонтов, в 2012 130 ремонтов, а в 2013 году число ремонтов возросло до 153 ремонтов. Также в эту категорию входят отказы штанг, отказы могут быть связаны с тем, что штанги находятся в агрессивной среде, обрывы штанг из-за осаждения парафинистых отложений и солей и истиранием штанг о колонну НКТ в наклонно-направленных скважинах с большой кривизной или из-за недолжного свинчивания штанг с большим усилием, в 2013 году 264 ремонта. И прочие отказы в 2011 году 37 ремонтов, в 2012 году 80 ремонтов и в 2013 году число ремонтов снизилось до 56 ремонтов. Эксплуатационные отказы, в них входят осаждение на НКТ, штангах, насосе АСПО (асфальто смолистые парафинистые отложения), отложения солей образование

эмульсий, засорение механическими примесями после вторичного вскрытия пласта, перфорации и проведения мероприятий по увеличению нефтеотдачи пласта. По причине осаждения АСПО в 2011 году было проведено 36 ремонтов, в 2012 году 14 ремонтов и в 2013 году 13 ремонтов, были внедрены глубинные дозаторы для удаления АСПО. Ремонтов по ликвидации отложений солей в 2011 году было проведено 40 ремонтов, в 2012 году 21 ремонт и в 2013 году 18 ремонтов, в данном случае была произведена закачка в скважину СНПХ-5312. Ремонтов по разрушению эмульсий в 2011 году было проведено 15 ремонтов и с каждым годом число ремонтов уменьшалось, в 2012 году составило 6 ремонтов и в 2013 году уже 5 ремонтов, были внедрены делителители фаз для разделения эмульсии на приеме насоса и глубинные дозаторы, что значительно снизило число ремонтов. Ремонтов по причине засорения было проведено в 2011 году 48 ремонтов и также с каждым годом это число становилось меньше, в 2012 году уже составило 36 ремонтов и в 2013 году по сравнению с 2012 годом снизилось на 1 ремонт и составило 35 ремонтов, в данном случае для уменьшения числа ремонтов были внедрены шламоуловители. Прочие ремонты, к ним можно отнести поступление газа и так далее в этом случае на приеме насоса нужно устанавливать газовый якорь. В 2011 году ремонтов связанных с прочими отложениями было 2 как и во все остальные года. Прочие ремонты по всему НГДУ «Лениногорскнефть» в 2011 году было 81 ремонт, в 2012 году 63 ремонта и в 2013 году 56 ремонтов, были внедрены песочные якоря, газовые якоря и делители фаз.

3.5. Расчет глубинно-насосного оборудования для эксплуатации скважин оборудованных ШГН.

Исходные данные:

Глубина скважины Н =998 м

Диаметр эксплуатационной колонны D=146 мм

Абсолютное пластовое давление =9,9 МПа

Газовый фактор =12,4 м³/т

Плотность нефть =905 кг/м³

Содержание воды в продукции h=34 %

Плотность газа =1,19 кг/м³

Плотность воды =1036 кг/м³

Давление насыщения = 3,8 МПа

Давление на забое скважины = 3,4 МПа

Коэффициент продуктивности К=2,15 т/сут, МПа

Коэффициент сжимаемости b=1,25

Решение:

1. Определяем фактический дебит скважины по уравнению:

(1)

Где:

К-коэффициент продуктивности;

- пластовое давление; МПа

- забойное давление; МПа

2 . Определяем длину спуска насоса по формуле:

(2)

Где:

-глубина скважины; м

- забойное давление; МПа

- оптимальное давление на приеме насоса; МПа

(3)

- плотность смеси, (пластовой жидкости);

(4)

3.Определяем теоретическую подачу

(5)

Где h- коэффициент подачи (h=0,6-0,8);

4.Выбираем тип насоса с учетом глубины спуска: 25-125-THM-11-4-2

Где:

25 - (73 мм) внутренний диаметр НКТ;

125 - (31,8 мм) внутренний диаметр насоса;

T - скважинный насос трубный;

Н - тип цилиндра толстостенный;

М - тип крепления механический;

11 - длина цилиндра в футах;

4 - номинальная длина плунжера в футах;

2 - общая длина удлинителей в футах;

5. Выбираем по номограмме Грузинова конструкцию колонны штанг.

Выбираем одноступенчатую колонну штанг.

= 16 мм;

= 70 МПа;

6. Определяем фактическое число качаний, зная максимальную длину кода плунжера и фактическую производительность по формуле:

(6)

Где:

-коэффициент насоса;

- длина хода плунжера;

= 2,2 м;

7. По выбранной конструкции колонны штанг проверяем материал штанг на прочность.

Производим расчёт экстремальных нагрузок, действующих на штанги:

1)Вычисляем критерий Коши.

(7)

Где:

n - число качаний;

L - глубина спуска насоса в скважину; м

а - скорость звука в колонне штанг; а = 4600 м/с

2) Определяем максимальную нагрузку по следующей формуле Муравьева:

(8)

Где:

- полный вес столба жидкости;

(9)

Где:

- площадь сечения плунжера,;м²

(10)

- глубина спуска; м

- плотность смеси;кг/м³

- полный вес насосных штанг

(11)

Где:

q - вес 1 м насосных штанг; кг

- длина одноступенчатых штанг; м

в- коэффициент потери веса штанг в жидкости

- плотность смеси;кг/м³

(12)

Где:

- плотность штанг;

= 785О; кг/м³

m - фактор динамичности;

(13)

3) Определяем максимальную нагрузку по следующей формуле Чарного:

(14)

Где:

- коэффициент учитывающий вибрацию штанг;

=1,055;

4) Определяем минимальную нагрузку по формуле Чарного:

(15)

5) Определяем диапазон изменения результатов по минимально максимальной нагрузкам. Для дальнейших расчётов используем максимальные значения , .

= 5841

= 3988,4

6) Рассчитываем максимальное напряжение цикла:

(16)

Где:

(17)

7) Рассчитываем минимальное напряжение цикла:

(18)

8) Рассчитываем амплитудное напряжение цикла:

(19)

9) Рассчитываем среднее напряжение цикла;

(20)

10) Рассчитываем приведённое напряжение цикла:

(21)

11) Сравниваем полученное значение с допускаемым приведённым напряжением используемой колонны штанг и делаем вывод о правильности выбора колонны штанг.

Так как расчетное меньше чем действительное, то штанговая колонна удовлетворяет условием прочности.