Эксплуатация нефтяных скважин ШСНУ в ООО НГДУ “Октябрьскнефть”

Содержание

Введение

1. Геолого-промысловая  характеристика Серафимовского  месторождения

1.1 Общие сведения  о районе

1.2 Орогидрография района

1.3 Характеристика  нефтегазоносных пластов

1.4 Характеристика  пластовых флюидов

1.4.1 Свойства нефти

1.4.2 Свойства пластовой  воды

1.4.3 Свойства и  состав газа

1.5 Состояние разработки  месторождения

2. Условия работы  ШСНУ в НГДУ “Октябрьскнефть”

2.1 Особенности оборудования  ШСНУ

2.2 Анализ эффективности  эксплуатации ШСНУ в условиях  ООО НГДУ “Октябрьскнефть”

3. Теория подбора  оборудования и режима работы  ШСНУ

3.1 Расчет потерь  хода плунжера и длины хода  полированного штока

3.2 Нагрузки, действующие  на штанги и трубы

4. Динамометрирование и результаты исследований

5. Выбор штанговой  насосной установки и режима  ее работы с учетом деформации  штанг и труб

5.1 Исходные данные

5.2 Расчеты

6. Безопасность  и обслуживание ШСНУ в ООО  НГДУ ”Октябрьскнефть”

6.1 Основные опасности  и вредности возникающие в процессе эксплуатации месторождений в ООО НГДУ “ Октябрьскнефть”

6.2 Техника безопасности  при эксплуатации ШСНУ

6.3 Обеспечение электробезопасности

Список использованной литературы

Введение

Эксплуатация нефтяных скважин ШСНУ наиболее распространенный способ добычи нефти, охватывающий более 70 % действующего фонда скважин в  ООО НГДУ “Октябрьскнефть”. Поэтому надежность эксплуатации этих установок в различных геолого-физических условиях скважины во многом будет определять показатели процессов добычи нефти.

Основными направлениями  работ по повышению эффективности  процессов добычи нефти с применением  ШСНУ в ООО НГДУ “ОН” в последние  годы являются:

1. совершенствование  методов подбора оборудования  к условиям конкретной скважины  и режима его работы, а также  поддержание оптимальных условий  эксплуатации в течение всего  межремонтного периода;

2. разработка новых  и совершенствование существующих  технических средств для эксплуатации ШСНУ;

3. разработка и  применение специальных конструкций  насосов для добычи высоковязких  нефтей и водонефтяных эмульсий;

4. разработка и  внедрение мероприятий по экономии  электроэнергии при добыче нефти  с помощью ШСНУ.

При проектировании эксплуатации скважины ШГН выбирают типоразмеры станка-качалки и  электродвигателя, тип и диаметр  скважинного насоса, конструкцию  колонны подъемных труб и рассчитывают следующие параметры: глубину спуска насоса, режим откачки, т.е. длину  хода и число качаний, конструкцию  штанговой колонны.

Как показывает практика, межремонтный период работы скважин  с установками ШСН сильно зависит  от правильности выбора конструкций  установок и режима их работы. Существующие многочисленные методики подбора оборудования и режима работы позволяют с разной степенью успешности решать вопросы  повышения эффективности эксплуатации скважин. Значительные осложнения при  работе скважин (в том числе деформация колонны штанг и НКТ) предъявляют  особые требования к проектированию работы насосного оборудования /1/.

Современными штанговыми насосными установками можно  добывать нефть из одного или двух пластов скважин глубиной до 3500 м. с дебитом жидкости от нескольких кубометров до нескольких сотен кубометров в сутки.

В данной работе установлен режим работы ШСНУ с учетом влияния  деформации штанг и труб скважины №796 Серафимовского месторождения.

Необходимость данных расчетов связана с установлением  оптимального режима работы ШСНУ для  достижения максимального коэффициента подачи штангового глубинного насоса.

1. Геолого-промысловая  характеристика Серафимовского  месторождения 

1.1 Общие сведения  о районе

Серафимовское месторождение расположено на территории Туймазинского района республики Башкортостан и приурочено к восточным склонам Белебеевской возвышенности.

Крупнейшими населенными  пунктами являются города Октябрьский  и Туймазы, поселки Серафимовский, Субханкулово, станция Кандры.

Основными путями сообщения  являются железная дорога Уфа-Ульяновск  с веткой Уруссы - Октябрьский и автодороги, соединяющие города Октябрьский, Бугульма, Туймазы, Уфа, поселки Уруссу и Серафимовский, имеются внутрипромысловые дороги с гравийным и асфальтовым покрытием.

Наиболее крупными реками являются река Ик, Усень с ее притоками Самсык, Бишинды, Кармалы, Имеется карстовое озеро Кандры-Куль.

Речные долины делят  территорию на отдельные гряды и  блоки высотой до 460 м и крутизной  скатов от нескольких до 10 - 15 градусов.

Климат района континентальный  с холодной продолжительной зимой  и жарким летом, с минимальной  температурой минус 45^оС в январе и максимальной плюс 36^оС в июле. Годовая сумма атмосферных осадков колеблется от 273 до 348 мм. Мощность снегового покрова не превышает 0,6 м, глубина промерзания грунта 1 - 1,3 м. Преобладающими ветрами являются южные и юго-западные.

Район Серафимовского месторождения расположен в лесостепной  части Башкирии. Древесная растительность занимает около 25% площади.

Основными полезными  ископаемыми является нефть. Из других полезных ископаемых можно отметить строительные материалы: глина, гравий, известняк, которые употребляются  для приготовления кирпича, глинистого раствора и др. /2/.

Рисунок 1 - Обзорная карта

1 - Мустафинское; 2 - Нурское; 3 - Амировское; 4 - Михайловское; 5 - Копей-Кубовское; 6 - Туймазинское; 8 - Субханкуловское; 9 - Серафимовское; 10 - Саннинское; 11 - Каргалинское; 12 - Ташлы-Кульское; 13 - Петропавловское; 14 - Солонцовское; 15 - Кальшалинское; 16 - Троицкое; 17 - Стахановское; 18 - Абдулловское; 19 - Суллинское; 20 - Ермекеевское; 21 - илькинское; 22 - Усень-Ивановское

1.2 Орогидрография района

Серафимовское месторождение расположено в западной части Башкирии на территории Туймазинского района.

В его строении принимают  участие рифейские, девонские, каменноугольные, пермские и четвертичные отложения, Леонидовская, Серафимовская, Константиновская и Болтаевская структура.

Основным продуктивным горизонтом является песчаный пласт  Д₁ пашийского горизонта, средняя глубина залегания пласта - 1690 м /2/.

Основные свойства коллекторов приведены в таблице 1.

Таблица 1

Основные свойства коллекторов

Отметки ВНК колеблются в пределах 1740 - 1770 м. Первоначальный режим работы залежи - упруго-водонапорный, текущий - жеско-водонапорный. Начальное пластовое давление 17 МПа, текущее 15 - 17 МПа. Пластовая температура 38 ^оС.

1.3 Характеристика  нефтегазоносных пластов

Промышленно-нефтеносными в нижнем карбоне являются песчаники угленосной толщи и приурочены к двум продуктивным пластам - верхнему и нижнему. Однако эксплуатация продуктивной угленосной толщи ведется единичными скважинами, т. к. нефть вязкая и с большим содержанием серы.

В пористых известняках  турнейского яруса - повсеместно отмечены нефтепроявления в виде примазок нефти и запаха Н₂S.

В девонской системе  нефтеносность установлена в  отложениях фаменского, франского, живейского и эйфельского ярусов. Нефть, полученная из фаменских отложений, смолистая и сернистая.

Во франском ярусе нефтепроявления в виде битуминости известняков. Промышленная нефтеносность этого яруса установлена в его нижнем отделе.

В отложениях живейского яруса нефтеносной является терригенная толщина муллинского горизонта.

На Серафимовском  месторождении выделяют три гидрогеологических комплексов - верхний, средний и нижний. В верхний комплекс входят поверхностные и грунтовые воды, воды татарского, казанского и уфимского ярусов. В средний водоносный комплекс включаются водоносные горизонты пористо-кавернозных и трещиноватых карбонатных отложений карбона /2/.

1.4 Характеристика  пластовых флюидов 

1.4.1 Свойства нефти

Свойства и состав пластовых и разгазированных нефтей приведены в таблицах 2 – 5 /2/.

Таблица 2

Свойства пластовых нефтей

Таблица 3

Состав пластовой  нефти

Таблица 4

Свойства поверхностных нефтей

Таблица 5

Состав поверхностных нефтей

1.4.2 Свойства пластовой  воды

Пластовая вода залежей  Серафимовской группы месторождений насыщена растворимыми минеральных солей. Воды различных пластов по химическому составу и степени минерализации колеблются от 756 до 827 мг.экв/л.

Из микроэлементов в водах обнаружены: J₂, NH₄, К, Fe.

Удельный вес  воды колеблется от 1,1745 до 1,1943 г/см³, в среднем удельный вес воды пласта Д₁ равен 1,1847 г/см³, пласта Д_II - 1,1889 г/см³ /2/.

Вязкость девонской  воды в пластовых условиях равна 1,6 сПз, а плотность 1,18 г/см³. По классификации Сулина эти воды относятся к хлоркальциевому типу.

1.4.3 Свойства и  состав газа

Добываемый газ  является попутным. Все газы относятся  к категории жирных, содержат достаточное  количество тяжелых углеводородов, газы девонских нефтей не содержат сероводорода и углекислоты.

Выход газа на Серафимовском  месторождении сравнительно высок  и составляет 8,9 - 9,8 % . Количество азота  в девонских пластах сравнительно небольшое 12,9 - 9,9 %. Количество метана изменяется от 33,9 до 34,9 % /2/.

Состав газа приведен в таблице 6.

Таблица 6

Состав газа, растворенного  в нефти

1.5 Состояние разработки  месторождения

Серафимовское месторождение разрабатывается с 1949 г. Разработка основного пласта Д₁ в первое время осуществлялась по проекту составленному в 1951 году совместно с ВНИИ и УфНИИ. Принятая для разбуривания сетка скважин 30 га/скв. В 1953 году был составлен уточненный проект разработки Серафимовского месторождения. По этому документу предусматривалось сплошное разбуривание залежи по сетке 20 га/скв.

Характеристика  фонда скважин представлена в  таблице 7.

Таблица 7

Характеристика  фонда нагнетательных и добывающих скважин

Серафимовское месторождение включает залежи пласта Д₁, Д_II, Д_III, Д_IV, на долю которых приходится 79,9% балансовых запасов нефти месторождения. Максимальная годовая добыча нефти была достигнута в 1957 году /2/.

В течение длительного  периода эксплуатации залежи преобладал фонтанный способ добычи нефти (до 1963 г), затем по мере обводнения продукции  добывающих скважин, растет удельный вес  добычи нефти механизированным способом.

С 1971 года залежь горизонта  Д₁ Серафимовского месторождения вступает в позднюю стадию разработки. Начинается остановка законтурных нагнетательных скважин, продолжается отключение обводненных добывающих скважин. Годовая добыча за период с 1971 по 1989 г.г. падает в 10 раз, а добыча жидкости всего в 1,3 раза.

В настоящее время, в процессе разработки залежей нефти, проводится регулирование объемов  закачиваемой в пласт воды по отдельным  участкам, осуществляется перенос (приближение) фронта нагнетания к зоне отбора жидкости, что способствует росту и стабилизации пластового давления в центральных  частях залежей и более эффективному использованию пластовой энергии.

В целом по управлению достигнуты неплохие результаты. В  частности, годовой темп отбора нефти  составил 4,09 % от остаточных извлекаемых  запасов, что практически равно  средней величине НГДУ «Октябрьскнефть». Обводненность добываемой продукции является невысокой по сравнению с показателями обводненности других месторождений НГДУ «Октябрьскнефть». По вышеуказанным причинам действующий фонд добывающих скважин характеризуется низкими средними дебитами нефти и жидкости (1,8 т/сут). Нагнетательный фонд скважин характеризуется низкой проницаемостью, средняя величина которой на 2002 год по Серафимовскому месторождению 81 м³/сут составила всего при средней по НГДУ «Октябрьскнефть» 92,6 м³/сут.

Анализ основных показателей разработки Серафимовского месторождения позволил обосновать наиболее рациональное местоположение горизонтальных скважин, боковых стволов  для бурения, выбор скважин для  внедрения технологий по увеличению нефтеотдачи месторождения /2/. 

2. Условия работы  ШСНУ в НГДУ “Октябрьскнефть”  

2.1 Особенности оборудования  ШСНУ

В ООО НГДУ “Октябрьскнефть” применяются следующие виды насосов которые представлены в таблице 8. /3/

Таблица 8

Насосы применяемые в ЦДНГ-1

Параметры штанговых  скважинных насосов представлены в  таблице 9.

Таблица 9

Параметры штанговых  скважинных насосов

Таблица 10

Техническая характеристика станков-качалок

В последние годы стали использоваться штанговые  насосы с безвтулочным цилиндром. Их преимуществом является упрощение конструкции и сборки насоса. У таких цилиндров предусматривается большая толщина стенки, чем у кожуха насосов с втулочным цилиндром, что обеспечивает повышенную прочность их резьбы по сравнению с резьбой кожухов. Конструкция насосов с безвтулочным цилиндром аналогично конструкции насосов с втулочным цилиндром /3/.

2.2 Анализ эффективности  эксплуатации ШСНУ в условиях  ООО НГДУ “Октябрьскнефть”

Наличие большого количества скважин, эксплуатируемых УСШН различных  типоразмеров, широкий диапазон условий  эксплуатации, различные характеристики пластов и добываемых из них жидкостей  позволили получить широкий спектр данных используемых при подборе  оборудования в ООО НГДУ “Октябрьскнефть”.

Анализ предусматривает  группировку скважин по ряду общих  признаков, которые приведены в  таблице 11.

Таблица 11

Таблица 12

Добыча жидкости различными видами насосов по ЦДНГ-1

Наибольшее число  штанговых насосов (62 %) имеет производительность по нефти до 1 т/сут. Около 95 % скважин эксплуатируется с содержанием воды до 90 %, 5 % - более 90 %. Основными глубинами подвесок насоса являются 1000-1300 м, (95 % скважин), наиболее распространенными являются насосы вставного типа – 82,7 %. Наземное оборудование скважин представлено в основном станками-качалками нормального ряда типа СКН5 – 31 %, СКД8 –15 % и 7СК8 – 29 %. Колонны штанг комплектуются двумя диаметрами штанг – 22 и

19 мм в соотношении  40 % и 60 %. Средняя величина погружения  насосов под динамический уровень  составляет более 300 м. что обеспечивает  давление на приеме 2,5…3,0 МПа.  Число ходов большинства станков-качалок  поддерживается в пределах 5…6, длина  хода полированного штока составляет 1,2 …2,5 м. /1/ . Основное применение  в ЦДНГ-1 НГДУ “ОН” получили  насосы вставного типа (НСВ) –  268 шт. На них ложится основная  часть добычи нефти – 95252,2 т.  из 151703,1 т. в год. Но если  сравнить отдельно насосы, то  из таблицы видно, что насосы  типа НСН2Б-44 добывают в три  раза меньше жидкости, чем НСВ1Б-32, но их в 7,5 раз меньше чем  вставных. Это объясняется тем,  что они применяются в мало  обводненных скважинах, чем вставные  и производительность невставных насосов выше чем вставных /3/. 

3. Теория подбора  оборудования и режима работы  ШСНУ 

3.1 Расчет потерь  хода плунжера и длины хода  полированного штока

Почти во всех скважинах  фактическая производительность глубинно-насосных установок ниже расчетной, что обусловлено:

-упругим удлинением  и сокращением штанг и труб;

-недостаточным  заполнением жидкостью цилиндра  насоса;

-изменение объемов  нефти и воды;

-утечкой жидкости  через клапаны насоса и неплотности в НКТ /4/.

При работе насоса колонны штанг и труб периодически подвергаются упругим деформациям  от веса жидкости, действующей на плунжер. Кроме того, на колонну штанг действуют  динамические нагрузки и силы трения, вследствие чего длина хода плунжера может существенно отличаться от длины хода полированного штока.

Силы, действующие  на узлы ШСНУ, принято делить на статические  и динамические по критерию динамического  подобия (критерий Коши)

 (3.1)

где a=4900-скорость звука  в штанговой колонне, м/с; ω=2πn-частота вращения вала кривошипа, с^-1.

При μ_д≤0,4 режим работы установки считается статическим, а при μ_д>0,4 режим работы – динамическим.

Для статических  режимов силы инерции не оказывают  практического влияния на длину  хода плунжера, и длину хода полированного  штока вычисляют по следующей  формуле:

, (3.2)

где  - сумма упругих деформаций штанг λ_ш и труб λ_т, вызванных действием нагрузки от веса жидкости в НКТ. Они вычисляются по следующим формулам:

 (3.3)

 (3.4)

где ε_i – доля длины штанг с площадью поперечного сечения f_шi в общей длине штанговой колонны L_н; f^’_т – площадь поперечного сечения по телу подъемных труб, м²; Е – модуль упругости материала штанг (для стали Е=2∙10⁵ МПа).

Если колонна  насосно-компрессорных труб заякорена  у насоса, то λ_т=0.

Тогда суммарное  упругое удлинение труб и штанг /4/:

где d- диаметр плунжера, м; ρ_ж-плотность откачиваемой жидкости, кг/м;

g-ускорение свободного  падения, м/с².

При динамическом режиме работы длину хода полированного  штока можно определить по следующим  формулам.

Формула АзНИПИнефти:

 (3.5)

где т – коэффициент, учитывающий влияние силы инерции массы столба жидкости на упругие деформации штанг. Коэффициент т, рассчитанный А. Н. Адониным, имеет следующие значения:

Условный диаметр  насоса, мм ……………………….………43 55 68 93

Коэффициент т ………………………  …………………….1 1,5 2,0 3,0

Формула (3.5) справедлива  при μ_д≤0,5 для двухступенчатой колонны штанг, учитывает вынужденные колебания последней и имеет вид:

 (3.6)

где     Здесь l_ш1, l_ш2 – длина ступеней колонны штанг с площадями поперечного сечения f_ш1 и f_ш2 соответственно.

Для частного случая колонны штанг постоянного сечения (т.е. одноступенчатой) формула (3.6) переходит  в формулу Л. С. Лейбензона:

 (3.7)

Формулы (3.6), (3.7) могут  применяться для 0,2≤μ≤1,1.

При расчете упругих  деформаций ступенчатой колонны  штанг необходимо изменить значение скорости звука а, входящее в зависимость (3.1). Для одноразмерной колонны  штанг а=4900 м/с, а для трехступенчатой а=5300 м/с.

Все приведенные  формулы не учитывают влияния  гидродинамического трения на ход плунжера. Этого недостатка лишена формула  А. С. Вирновского:

где h – константа трения, равная 0,2÷1,0 с^-1.

Среднее уменьшение подачи насоса из-за упругого удлинения  труб и штанг в долях от его  условно теоретической производительности Q_ут:

,

и в долях от фактического дебита Q_ф:

,

где q_λ-среднее уменьшение подачи насоса из-за упругого удлинения труб и штанг, м³/сут; λ-суммарное упругое удлинение труб и штанг, м; S-длина хода полированного штока, м; α-коэффициент подачи насоса /4/.

3.2 Нагрузки, действующие  на штанги и трубы

При работе глубиннонасосной установки на штанги и на трубы действуют различные виды нагрузок – статические от веса штанг и жидкости, силы инерции движущихся масс и др.