Анализ эксплуатации фонда скважин, оборудованных ушгн

Анализ эксплуатации фонда скважин, оборудованных УШГН

За 2009 год, УШГН было добыто 4382,4 тыс.т. жидкости при плане 4511,0 тыс.т. Добыча нефти составила 1780,4тыс.т. при плановом значе­нии 1805,0 тыс.т.

 

Рисунок 2.1 - Динамика изменения дебитов и обводненности скважин, оборудованных УШГН, за 2009 г.

 

В течение года произошло плавное снижение дебитов жидкости с 14,2 до 13,2 т/сут. при снижении обводненности с 70,4 до 68,2 %, средний дебит по нефти остался на прежнем уровне 4,2 т/сут.

 

Рисунок 2.2 - Динамика изменения дебитов и обводненности скважин, оборудованных УШГН, за 2005-2008 гг.

 

В 2008 г. среднесуточные дебиты жидкости - 13,2 т/сут. и нефти - 4,2 т/сут. остались на уровне 2007 г. Обводненность росла до 70,4 % в 2007г. и снизилась до 68,2 %.

 

 

 

Рисунок 2.3 - Динамика изменения глубины спуска и динамических уровней скважин, оборудованных УШГН, за 2005-2008 гг.

 

В 2008 г., по сравнению с другими годами, значительно снизился темп снижения глубины подвесок ШГН. Увеличение глубины спуска ограни­чено свойствами пластовых жидкостей, грузоподъемностью СК, кривизной скважин, прочностными характеристиками штанг. Снижение динамиче­ских уровней огра­ничивает влияние свободного газа, уменьшающего на­полнение ШГН.

 

 

Рисунок 2.4 - Распределение фонда УШГН по пластам и глубинам спуска в 2008 г.

 

86 % фонда УШГН дренируют относительно неглубокие пласты группы А, с низким потенциалом заглубления из-за увеличения влияния фактора свободного газа.

 

 

Рисунок 2.5 - Действующий фонд УШГН в 2007- 2008 гг.

 

Увеличился парк насосов диаметром 32мм, незначительно умень­шился парк с диаметром 38 мм, уменьшился в 2 раза парк с диаметром 44 мм.

 

 

 

Рисунок 2.6 - Динамика изменения длин хода и числа качаний парка УШГН в 2008 гг.

 

В течение 2008 г. увеличилась средняя длина хода СК до 2.48м,

уменьшилось число качаний СК до 5,78 кач./мин.

 

Выводы:

Подбор оборудования УШГН производился по принципу минималь­ный типоразмер - максимальная длина хода, согласно характеристике смонтированного СК и возможностей изменения параметров работы СК, показал положительные результаты: Средняя длина хода увеличилась с 2.40 до 2.48 м, число качаний уменьшилось с 5,86 до 5,78 качаний в ми­нуту. Парк насосов диаметром 44 уменьшился до 18%.

 

Принцип работы УШГН

Электродвигатель через клиноремённую передачу и редуктор придаёт двум массивным кривошипам, расположенных с двух сторон редуктора, круговое движение. Крившипно - шатунный механизм в целом преобразо­вывает в возвратно-поступательное движение балан­сира, который враща­ется на опорной оси, укреплённой на стойке. Ба­лансир сообщает воз­вратно-поступательное движение канатной под­веске, штангам и плунжеру. При ходе плунжера вверх нагнетатель­ный клапан под действием жидкости закрывается и вся жидкость, на­ходящиеся под плунжером, поднимается вверх на высоту равную длине хода плунжера. В это время скважинная жидкость через всасы­вающий клапан заполняет цилиндр насоса. При ходе плунжера вниз всасывающий клапан закрывается, жидкость под плунже­ром сжима­ется, и открывается нагнетательный клапан. В цилиндр погру­жаются штанги, связанные с плунжером.

Таким образом, ШСН - поршневой насос однородного действия, а в це­лом комплекс из насоса и штанг - двойного действия.

В скважине, оборудованной УШГН, подача жидкости осуществляется глубинным плунжерным насо­сом, который приводится в действие с помо­щью специального привода СК посредством колонны штанг.

СК преобразует вращательное движение электродвигателя в воз­вратно-поступательное движение подвески штанг.

 

 

Невставные насосы.

Цилиндр спускается в скважину на насосных трубах без плунжера. Плунжер спускается отдельно на насосных штангах. Плунжер вводится в цилиндр вместе с подвешенным к плунжеру всасывающим клапаном. Чтобы плунжер довести до цилиндра насоса без повреждений через трубы, последние должны иметь внутренний диаметр больше наружного диа­метра плунжера (примерно на 6 мм). Применение НСН целесообразно в скважи­нах с большим дебитом, не­большой глубиной спуска и большим межре­монтным периодом.

а - невставной насос с штоком типа НН-1; б - не­вставной насос с ло­вите­лем типа НН-2: 1 - нагнета­тельные клапаны; 2 – цилиндры; 3 – плун­жеры; 4 - патрубки-удлинители; 5 - всасывающие клапаны; 6 - седла кону­сов; 7 - захватный шток; 8 - второй нагнетательный клапан; 9 – ловитель; 10 - наконечник для захвата клапана; в - вставной насос типа НВ-1: 1 – штанга; 2 – НКТ; 3 - посадочный ко­нус; 4 - замковая опора; 5 – цилиндр; 6 – плун­жер; 7 - направляющая трубка.

 

 

Рисунок 2.8 – Сборочный чертёж невставного насоса

 

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.

В НН-1(рис 2.3, а) всасывающий клапан 5 держится в седле конуса 6 и соединен с плунжером 3 специальным штоком 7. Это позволяет при подъеме штанг, следовательно, и плунжера сразу извлечь всасывающий клапан 5. Такая операция необходима не только для замены или ремонта

клапана, но и для спуска жидкости из насосных труб перед их подъемом.

В насосах НН-2 (рис 2.3, б) - два нагнетательных клапана. Это суще­ственно уменьшает (на объем плунжера) объем вредного пространства и повышает коэффициент наполнения при откачке газированной жидкости.

Вставные насосы НВ-1 имеют один или два клапана, размещенные в верхней и нижней части плунжера.

Насосные штанги.

Для передачи возвратно – поступательного движения от привода к плунжеру скважинного насоса используется колонна насосных штанг. Она собирается из отдельных штанг, соединенных муфтами.

Насосные штанги представляют собой стержни круглого поперечного сечения с высаженными концами, на которых располагается участок квадратного сечения и резьба.

Штанги выпускаются диаметрами 16, 19, 22, 26, а допускаемое напря­жение для наиболее широко распространенных марок сталей составляет 70…130 МПа.

 

Поворотные муфты

Поворотные муфты предназначены для дозирования крутящего мо­мента штанговращателя при реактивном закручивании канатной подвески. При применении 2 поворотных муфт изменений в работе УШГН не зафик­сировано.

 

Фильтр сетчатый «ФС-73»

«ФС»-73 предназначен для уменьшения количества попадающих в насос механических примесей путем их фильтрации. Область применения находится в пределах:

· фракционный состав механических примесей более 0,2 мм.

· незначительное содержание АСП-соединений в продукции сква­жины.

За 2009 год применялся 391 фильтр (324 новых и 67 использованных).

В виду значительных ограничений в области применения, потреб­ность на 2010 год в ФС-73 составляет 80 штук.

 

 

Газосепаратор «Компакт»

«Компакт» предназначен для защиты насосов от попадания механиче­ских примесей и свободного газа. Использование твин-принципа, надеж­ность, возможность многоразового использования, эффективность сепара­ции газа и отделения механических примесей, простота изготовления по­зволяет применять «Компакт» без ограничений за 2008-2009 годы приме­нялось 5 комплектов. По предварительным расчетам потребность на 2010 г. составляет 90 комплектов.

 

Фильтр ССТ

Первоначально предназначался для инерционного отделения механиче­ских примесей ЭЦН, но из-за отсутствия комплектующих частей был адаптирован к ШГН. Работа 10 ССТ показала недостаточные фильт­рующие свойства, но газосепарационные свойства на самом высоком уровне.

 

Газопесочный якорь ГПЯ-ГР

Газопесочный якорьпредназначается для защиты насосов от попада­ния механических примесей, содержащихся в добываемой жидкости. Приме­нение ГПЯ-ГР на 39 скважинах показало эффективную работу при обводненности продукции более 80%, при газосодержание на приеме ме­нее 15%. При ревизии в отстойниках зафиксировано наличие механических примесей крупного фракционного состава. В связи с увеличивающимся фон­дом скважин после ГРП, потребность в данном устройстве растет, по предварительным расчетам на 2002 год, составляет 70 комплектов.

Газосепаратор «Экос»

Газосепаратор «ЭКОС» предназначен для защиты насосов от вредного влияниягаза и механических примесей. Спущен в единственном экземп­ляре. Эффективность сепарации газа высока, но использование проволоч­ного фильтрующего элемента ограничивает область применения на скважи­нах с АСП-проявлениями.

Пакера – отсекатели AVA

Пакера - отсекатели (ПО) – это пневмомеханическое устройство, пред­назначенное для отсечения нижней части скважины с целью защиты эксплуа­тируемого объекта разработки от попадания раствора глушения, пре­дотвращения попадания оборудования на забой при полетах.

Нормальная работа ПО требует тщательных подбора скважин и рас­чета рабочих параметров, трудо­емкую подготовку ствола скважины, квали­фицированных посадки па­кера и спуска насосного оборудования. На 1.01.2009 на фонде ШГН установ­лено 5 ПО, 4 из них в работе, наблюдается сокращение времени вы­вода на режим более чем в 2.5 раза. Накапливается опыт работы с данным оборудованием. Предварительная потребность на 2010 год 30 штук на фонде ШГН. После детального анализа отказавшего оборудования воз­можно увеличение количества скважин под установку ПО в 1.5 раза.

 

Анализ эксплуатации фонда скважин, оборудованных УШГН

За 2009 год, УШГН было добыто 4382,4 тыс.т. жидкости при плане 4511,0 тыс.т. Добыча нефти составила 1780,4тыс.т. при плановом значе­нии 1805,0 тыс.т.

 

Рисунок 2.1 - Динамика изменения дебитов и обводненности скважин, оборудованных УШГН, за 2009 г.

 

В течение года произошло плавное снижение дебитов жидкости с 14,2 до 13,2 т/сут. при снижении обводненности с 70,4 до 68,2 %, средний дебит по нефти остался на прежнем уровне 4,2 т/сут.

 

Рисунок 2.2 - Динамика изменения дебитов и обводненности скважин, оборудованных УШГН, за 2005-2008 гг.

 

В 2008 г. среднесуточные дебиты жидкости - 13,2 т/сут. и нефти - 4,2 т/сут. остались на уровне 2007 г. Обводненность росла до 70,4 % в 2007г. и снизилась до 68,2 %.

 

 

 

Рисунок 2.3 - Динамика изменения глубины спуска и динамических уровней скважин, оборудованных УШГН, за 2005-2008 гг.

 

В 2008 г., по сравнению с другими годами, значительно снизился темп снижения глубины подвесок ШГН. Увеличение глубины спуска ограни­чено свойствами пластовых жидкостей, грузоподъемностью СК, кривизной скважин, прочностными характеристиками штанг. Снижение динамиче­ских уровней огра­ничивает влияние свободного газа, уменьшающего на­полнение ШГН.

 

 

Рисунок 2.4 - Распределение фонда УШГН по пластам и глубинам спуска в 2008 г.

 

86 % фонда УШГН дренируют относительно неглубокие пласты группы А, с низким потенциалом заглубления из-за увеличения влияния фактора свободного газа.

 

 

Рисунок 2.5 - Действующий фонд УШГН в 2007- 2008 гг.

 

Увеличился парк насосов диаметром 32мм, незначительно умень­шился парк с диаметром 38 мм, уменьшился в 2 раза парк с диаметром 44 мм.

 

 

 

Рисунок 2.6 - Динамика изменения длин хода и числа качаний парка УШГН в 2008 гг.

 

В течение 2008 г. увеличилась средняя длина хода СК до 2.48м,

уменьшилось число качаний СК до 5,78 кач./мин.

 

Выводы:

Подбор оборудования УШГН производился по принципу минималь­ный типоразмер - максимальная длина хода, согласно характеристике смонтированного СК и возможностей изменения параметров работы СК, показал положительные результаты: Средняя длина хода увеличилась с 2.40 до 2.48 м, число качаний уменьшилось с 5,86 до 5,78 качаний в ми­нуту. Парк насосов диаметром 44 уменьшился до 18%.