Неполадки и борьба с ними при эксплуатации винтовых штанговых насосов-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтегазодобычи

Неполадки и борьба с ними при эксплуатации винтовых штанговых насосов-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтегазодобычи
ВВЕДЕНИЕ

Для современного периода развития нефтяной промышленности Рос-сийской Федерации характерна неблагоприятная геолого-технологическая структура запасов нефти, в которой доля традиционных (технологически освоенных) запасов составляет лишь 35 %. В то же время на долю трудноиз-влекаемых запасов нефти (низкопроницаемые пласты, остаточные запасы, глубокопогруженные горизонты, высоковязкие нефти, подгазовые зоны) приходится 2/3, или 65 %.
Следствием ухудшения структуры запасов становится снижение сред-них дебитов добывающих скважин.
Другой особенностью является интенсификация добычи нефти за счет все более широкого применения методов повышения нефтеотдачи пластов (например, гидроразрыва пласта) и использования повышенной депрессии на пласт.
Следует отметить, что крупнейшие месторождения, открытые в 60—70-х гг. XX века, в результате интенсивной эксплуатации значительно истощи-лись. Обводненность продукции этих месторождений достигла 80—90 % и более. На ряде месторождений добыча нефти сопровождается отложением солей, парафинов и гидратов, выносом песка. Осложняющими факторами яв-ляются также и коррозионная активность среды, высокая температура пла-стовых жидкостей, большие значения газовых факторов и давления насыще-ния, вязкость нефтей и эмульсий. Кроме того, в нефтяных провинциях имеет-ся значительное число низкопродуктивных линзовых месторождений, раз-бросанных на большой территории. Отличительной их особенностью явля-ются, как правило, многоэтажность, многопластовость, большая неоднород-ность продуктивных пластов, высокая вязкость нефти. Освоение подобных месторождений в настоящее время идет медленно, так как при существую-щих технологиях требует значительных средств. Тонна нефти из залежей с запасами меньше 1 млн т обходится в 10—50 раз дороже, чем из месторож-дений с запасами в 10 млн т [1].
Освоение новых месторождений сопровождается ростом числа скважин и глубиной бурения. Одновременно с ростом общего фонда скважин, и осо-бенно механизированного, значительно увеличиваются затраты на их ре-монт, что доказывает необходимость повышения надежности работы внут-рискважинного оборудования.
Многие скважины бурятся со значительными отклонениями от верти-кали, так как при кустовом бурении снижается стоимость их строительства. Во многих районах Западной Сибири отклонение забоя от точки начала бу-рения достигает 1500 м и более по горизонтали, а угол наклона скважины достигает 40—60 градусов. Средняя кривизна ствола скважин для место-рождений Западной Сибири составляет 27 градусов. Однако, как показала практика нефтедобычи, эксплуатация наклонно-направленных скважин при-водит к значительному сокращению наработки на отказ и межремонтному периоду.
Одним из эффективных путей улучшения технико-экономических пока-зателей нефтедобычи является повышение средних дебитов и, следовательно, сокращение числа скважин. Например, для месторождений севера Тюмен-ской области на сооружение скважин приходится 20—25 % капитальных вложений и 30— 34 % металлозатрат. Одним из способов повышения сред-них дебитов является бурение так называемых горизонтальных скважин. Проводка таких скважин позволяет в 3—20 раз увеличить отборы нефти из скважины и вести разработку значительно меньшим количеством скважин. Это особенно важно для месторождений морского и шельфового типа. Наибольший эффект достигается при добыче нефти с помощью горизонталь-ных скважин из маломощных тонких пластов и в трещиноватых коллек-торах.
В соответствии с изменением условий добычи нефти меняется также и степень распространенности различных способов ее добычи
Области применения различных видов нефтедобывающего оборудова-ния основываются на теоретических расчетах рабочих параметров скважин-ных насосов и наземного оборудования, на основании данных, указанных российскими и зарубежными конструкторами для оптимального режима ра-боты установок по добыче нефти. Эти характеристики будут ухудшаться по мере износа оборудования и ухудшения условий эксплуатации. Как только условия эксплуатации усложняются, области экономически целесообразного применения различных способов могут существенно измениться.
2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1. Состояние разработки месторождения

Республика Калмыкия относится к регионам с доказанной промышлен-ной нефтегазоносностью и является высокоперспективной для дальнейших поисков месторождений нефти и газа. Калмыцкая нефть высококачественная, с незначительным содержанием серы (0,1 – 0,4 %), но с высоким процентом парафина (до 23%), что снижает её стоимость на рынке. Согласно имеющейся информации, начальные суммарные ресурсы (НСР) углеводородов состав-ляют 2,81 млрд. тонн условного топлива, том числе жидких – 1,208 млрд. тонн. Степень разведанности начальных суммарных ресурсов углеводоро-дов составляет лишь 2,3%.
Курганное месторождение выявлено в 1987 году по результатам поис-ково- разведочных работ непосредственно на Курганной площади. В пре-делах этой площади залежь нефти было установлено в скважине № 321 в песчаниках нижнего апта. В 1989 г. на структуре, расположенной к северу от Курганной площади, был получен приток нефти из скважины № 371, из пес-чаников неокомского подъяруса. Месторождение получило название Северо-Курганное.
Залежь аптского яруса вступила в пробную эксплуатацию в 1989 г., со-гласно уточненному проекту пробной эксплуатации.
В 1990 г. был составлен проект пробной эксплуатации залежи нефти неокомского подъяруса. В результате дальнейшего проведения разведочных работ 1990 -1992 гг между указанными месторождениями скважин 377,379,390 была установлена их пространственная общность. Уточнение геологического строения залежей нефти и площадей распространения про-дуктивных пластов позволило объединить Курганное и Северо-Курганное месторождения в одно единое - Курганное. Углубленный анализ всего накопленного геологического, промыслово-геофизического материала и экс-плуатационные характеристики добывающих скважин позволили выявить на месторождении несколько залежей: две в нижнеаптском подъярусе (I и ПА пласт), две в неокомском подъярусе III и IIIA, и залежи нефти в верхнеюр-ских отложениях (IV пласт).
Структура запасов и степень изученности Курганного месторождения дают возможность его комплексного освоения и соответствовать требованиям к материалам подсчета запасов инструкций ЦКЗ. Подсчитанные запасы на 1.01.2001г. в целом по ме-сторождению составили балансовые 9543,8 тыс. т. и извлекаемые 2976,1 тыс. тонн. За-пасы же газа в газовой шапке составляют 259,44 млн. мЗ.
Региональные сейсмические исследования на площади проводились в начале 70-х годов. Детальные сейсмические работы осуществлялись в 1979-89гг. В 1985-86гг в результате сейсморазведочных работ, проводимых трестом «Грознефтегеофизика» выявлены Курганное и Северо-Курганное поднятия. Поисково-разведочное бурение проводилось Астраханским УБР в 1987-92гг.
2.2 Преимущества применения ВШНУ

Винтовые штанговые насосные установки (ВШНУ) для отбора пласто-вых жидкостей из глубоких нефтяных скважин появились на нефтепромыс-ловом рынке в начале 80-х годов в США и во Франции. Эффективная работа первых ВШНУ при эксплуатации низко- и среднедебитных скважин с высо-ковязкой нефтью стимулировала НИОКР ведущих машиностроительных фирм по совершенствованию конструкций установок и скважинных насосов, а также созданию большого количества их типоразмеров с диапазоном по-дач от 0,5 до 1000 м3/сут. и давлением до 30 МПа.
Винтовые насосы – это насосы объемного типа, конструкция которых позволяет создавать постоянный напор, что обеспечивает возможность осу-ществлять откачку скважинной жидкости с большим содержанием песка. По сравнению с другими способами механизированной добычи, капитальные и эксплуатационные расходы на винтовые насосы обычно ниже за счет более простого монтажа и малого энергопотребления. Винтовые насосы успешно применяются для откачки как высоковязких жидкостей, так и жидкостей с высоким содержанием механических примесей. Ниже изложены десять ос-новных фактов об установках штанговых винтовых насосов, которые полез-но знать.
1. Высокий КПД винтовых насосных установок.
По сравнению с другими способами механизированной эксплуатации скважин, такими как ШГН, ЭЦН, струйные насосы и газлифт, установки ШВН имеют самый высокий КПД до 0,8.
2. Высокая энергоэффективность.
Энергопотребление установок винтовых насосов обычно ниже, чем энергопотребление других систем механизированной добычи, благодаря че-му значительно проще добиться увеличения рентабельности производства.
3. Исключительно широкий диапазон применения.
Винтовые насосы могут использоваться для добычи нефти любой плотности (от 6° до 49° API). Благодаря широкому диапазону эксплуатаци-онных условий технология добычи с применением винтовых насосов являет-ся более эффективной по сравнению с другими способами механизированной добычи.
4. Коррозионно-активные вещества, абразивные частицы или аромати-ческие соединения – не препятствие!
Винтовые насосы рассчитаны на различные осложненные условия экс-плуатации, в частности:
•содержание ароматических соединений до 20 %;
•содержание углекислого газа до 20 %;
•обводненность от 0 до 100 %;
•содержание сероводорода до 15 %;
•коррозионная среда – в этом случае применяется ротор с коррозион-но-
стойким покрытием;
•высокоабразивное воздействие - винтовые насосы лучше справляются
с большим выносом механических примесей, чем другие системы
механизированной добычи
5. Эксплуатация при высоких температурах.
В настоящее время имеются винтовые насосы, рассчитанные на эксплу-атацию с применением тепловых методов воздействия на пласт при темпера-турах до +250 °С
6.Простота монтажа.
Благодаря отсутствию в конструкции больших движущихся частей монтаж УШВН не занимает много времени.
Квалифицированные технические специалисты помогут в краткие сроки ввести оборудование в эксплуатацию, а в дальнейшем выполнять его техни-ческое обслуживание.
7.Компактный размер.
Благодаря своим малым габаритам винтовое насосное оборудование оказывает меньшее воздействие на окружающую среду, создает меньше пре-пятствий при орошении полей и проведении сельскохозяйственных работ, а также практически не нарушает красоты окружающего пейзажа по сравне-нию с другими системами механизированной добычи.
8.Доступность оборудования.
Короткие сроки поставки насосных систем позволяют ускорить ввод скважин в эксплуатацию.
9.Широкий выбор наземных приводов.
Установки винтовых штанговых насосов поставляются c электрически-ми или гидравлическими приводами. В качестве источника энергии для дви-гателей могут поставляться электрогенераторы или гидравлические силовые установки, работающие на природном или попутном газе, что является са-мым простым решением вопроса энергоснабжения.
10.Оптимизация работы УШВН.
Винтовые насосы прошли долгий путь развития, и в настоящее время они могут комплектоваться автоматизированными системами оптимизации эксплуатационных параметров, которые контролируют крутящий момент и подачу насоса, а также регулируют частоту вращения для постоянного под-держания дебита на максимальном уровне. Такие системы оптимизации ре-жима работы скважины являются полностью автоматическими, что позволяет персоналу вносить изменения в их работу при помощи удаленного доступа из любого места и в любое время.

2.3 Классификация ВШНУ

В зарубежной и отечественной практике известно большое количество схем и типоразмеров ВШНУ, которые можно классифицировать следующим образом:
—  по типу привода различают установки с электроприводом, объем-ным гидроприводом, приводом от ДВС и газового двигателя. Наиболее ши-рокое применение получили ВШНУ с асинхронным электроприводом пере-менного тока с номинальной частотой вращения 1000 об/мин. Мощность электродвигателя в зависимости от подачи и давления насоса изменяется от 3 до
100 кВт и выше;
—  по кинематической схеме привода различают ВШНУ с одно- и дву-ступенчатой трансмиссией.
Простейшая схема ВШНУ, исключающая силовую трансмиссию, в ко-торой двигатель напрямую соединяется с валом приводной головки, на прак-тике не используется, поскольку требует применения тихоходных двигателей, что неэффективно.
Одноступенчатая схема трансмиссии может быть реализована на базе ременной, цепной или зубчатой (цилиндрической или конической, встроен-ной в опорный корпус приводной головки, которая в этом случае выполняет также функцию редуктора) передачи.
Двухступенчатая схема (первая ступень — ременная, вторая ступень — зубчатая передача) обеспечивает возможность использования быстроходных приводных двигателей с пониженными массогабаритными показателями, а также снижение передаточного отношения первой ступени, что позволяет осуществлять широкое регулирование частоты вращения штанг путем смены шкивов ременной передачи.
В отдельных случаях для упрощения трансмиссии в качестве привод-ного электродвигателя целесообразно использовать мотор-редуктор.
Наибольшее распространение получили схемы приводов с односту-пенчатой ременной трансмиссией;
— по типу ременной передачи различают приводы с клиноремен-ными и зубчатыми ремнями.
Наиболее часто в ВШНУ применяются обычные многорядные клино-ременные передачи. В некоторых конструкциях используются поликлиновые и зубчатые ремни. Последние обеспечивают передачу высоких крутящих моментов без скольжения, не требуют предварительного натяжения и перио-дической подтяжки, отличаются компактностью и высоким КПД.
Передаточное отношение клиноременной передачи обычно не превы-шает 5, поэтому при использовании одноступенчатой трансмиссии с номи-нальной частотой вращения электродвигателя 1000 об/мин минимально воз-можная частота вращения штанг составляет 200 об/мин, что не всегда соот-ветствует требованиям эксплуатации;
— по конструкции вала приводной головки существуют компоновки с цельным и полым валом.
Компоновка с цельным валом, не требующая использования полиро-ванного штока, сложна при регулировке осевого положения ротора накоса относительно статора во время монтажа колонны штанг. В этой связи при-водной вал, как правило, выполняется полым, что позволяет пропускать внутри него полированный шток и регулировать положение последнего в осевом направлении;
— по расположению приводного двигателя встречаются компо-новки с вертикальным и горизонтальным расположением оси двигателя.
Вертикальная компоновка двигателя характерна для одноступенчатых ременных трансмиссий, горизонтальная (когда ось приводного двигателя располагается перпендикулярно оси скважины) — для приводов с зубчатой конической передачей;
— по способу регулирования скорости приводного вала ВШНУ раз-личают приводы с регулируемым приводным двигателем (электрическим или гидравлическим) и с регулируемым передаточным отношением транс-миссии, осуществляемым сменой шкивов ременной или введением в кинема-тическую схему механического вариатора передачи.
Наиболее перспективно использование установок с частотно-регулируемым электроприводом переменного тока, обеспечивающим пол-ный диапазон регулирования скорости (от 0 до 100%) и возможность под-держания оптимального в заданных условиях режима работы системы пласт—насос—привод. Другая функция регулируемого электропривода — плавный пуск и останов установки, что повышает надежность ее эксплуата-ции. Станция управления регулируемым электроприводом включает систему контроля и регистрации, что позволяет отслеживать режим работы привода и вносить необходимые управляющие воздействия;
— по кинематическому отношению рабочих органов винтового
насоса различают насосы с однозаходным ротором (с кинематическим от-ношением 1:2) и многозаходными рабочими органами (с кинематическим от-ношение 2:3; 3:4; 4:5 и т.д.).
Выбор кинематического отношения рабочих органов насоса обуслов-ливается требуемыми эксплуатационными параметрами (диаметр, расход, давление, частота вращения) и технологическими возможностями произво-дителей винтовых пар (см. ниже);
— по схеме закрепления статора различают трубный (статор за-крепляется на резьбе на конце колонны НКТ) и вставной (статор спускается на штангах в сборе с ротором и крепится в НКТс помощью специального замка) винтовые насосы;
— по схеме закрепления низа НКТ относительно обсадной колонны раз-личают компоновки со свободным и заякоренным низом;
— по кинематической схеме насоса возможна реализация двух вариан-тов: с вращающимся внутренним элементом (винтом) и с вращающимся наружным элементом (обоймой).
Типовая схема с вращающимся винтом — наиболее простая и эконо-мичная как в конструктивном плане, так и при монтаже и эксплуатации — нашла повсеместное применение в зарубежной и отечественной практике.
Схема с вращающейся обоймой, в которой поток пластовой жидкости поднимается по внутреннему каналу вращающихся полых штанг или труб, предложена с целью предотвращения отложения парафина на НКТ и сниже-ния гидравлических потерь на трение за счет создания водяного кольца на стенках полых штанг. Такая схема является более сложной, требует ис-пользования полых штанг увеличенного диаметра и устьевого вертлюга для отвода жидкости из скважины и не нашла промышленного применения.


2.4 Отказы ВШН и их предупреждение

Исходя из накопленного опыта, случаи выхода из строя винтового насоса могут быть классифицированы по нескольким категориям, каждая из которых имеет свои характерные особенности.
Как правило, типичные причины отказов можно определить на основе внешнего осмотра деталей насоса и анализа отклонений в работе оборудова-ния, наблюдаемых во время его эксплуатации.
Представленный документ описывает ряд наиболее часто встречаю-щихся повреждений ротора и статора, наблюдаемых визуально после подъ-ема винтового насоса из скважины.
Настоящее руководство предназначено для оказания помощи в уста-новлении возможных причин отказов и определении возможных способов их предотвращения.
Нередко при проведении экспертизы отказа насоса обнаруживается сразу несколько различных по характеру повреждений.
По этой причине очень важно отмечать местоположение и степень тя-жести каждого из повреждений и оформлять протокол технического осмотра (ведомость дефектов) по каждому случаю отказа оборудования, с указанием полной информации о характере обнаруженных дефектов.

Трещины на поверхности ротора.
Наблюдаемые признаки: сетка трещин на поверхностном покрытии ро-тора обычно расположена на его контактных поверхностях
Возможные причины.

5.2 Выводы и предложения

Экономическая эффективность внедрения мероприятий научно – тех-нического прогресса определяется как превышение стоимости оценки ре-зультатов над затратами по внедрению данного мероприятия.
В результате внедрения винтовых штанговых насосов произошло увеличение дебита скважины на 3,2 тонны. Рост дебита скважины привел к повышению объема добычи нефти на 1134 тонну.
Увеличение объема добычи нефти привело к экономии себестоимости одной тонны нефти на 1739,58 руб.
Экономия затрат на добычу нефти позволила получить условно – го-довую экономию от внедрения мероприятия интеллектуальных скважин в сумме 3,4 тыс. руб. Фактическая сумма прибыли составила 7,53 млн. руб. и превысила сумму прибыли получаемую до внедрения мероприятия на 5,79 млн. руб.
Удельная прибыль характеризует сумму дохода, приходящуюся на одну тонну нефти и в результате внедрения мероприятия она выросла на 1739,58 руб.
На основании вышеизложенного, можно сделать вывод о экономиче-ской целесообразности проведения мероприятия по внедрению винтовых штанговых насосов




ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Одним из видов штанговых насосных установок для добычи нефти яв-ляются винтовые штанговые насосные уста¬новки (ВШНУ) с поверхностным приводом. Их история начина¬ется в 50-е годы XX века от выпускавшихся в СССР установок винтовых артезианских насосов типа ВАН для откачки во-ды из неглубоких (до 100 м) скважин с приводом через собранный из штанг трансмиссионный вал, вращающийся в радиальных резинометаллических опорах внутри напорного трубопровода.
В настоящее время создано большое количество типоразмеров ВШНУ с диапазоном подач от 0,5 до 1000 м3/сут и давлением от 6 до 30 МПа.
Причиной достаточно широкого применения ВШНУ служат их техни-ко-экономические преимущества по сравнению с дру¬гими механизирован-ными способами добычи нефти:
по сравнению с СШНУ.
• простота конструкции и малая масса привода;
• отсутствие необходимости в возведении фундаментов под привод установки;
• простота транспортировки, монтажа и обслуживания;
• широкий диапазон физико-химических свойств откачивае¬мых пла-стовых жидкостей (возможность откачки жидкостей высокой вязкости и повышенного газосодержания);
• уравновешенность привода, постоянство нагрузок, действу¬ющих на штанги, равномерность потока жидкости, снижение энергозатрат и мощности приводного двигателя, минимальное эмульгирующее воздействие на откачи-ваемую жидкость;
• отсутствие клапанов в скважинном насосе;
по сравнению с УЭВН:'
• простота конструкции насоса (отсутствуют шарнирные со¬единения, пусковые муфты, радиальные и осевые подшипники);
• наземное расположение приводного электродвигателя, что приводит к снижению его стоимости и к отсутствию дорогосто¬ящих гидрозащиты и длинного бронированного кабеля.
Рациональной областью применения ВШНУ являются вертикаль¬ные скважины или скважины с малыми темпами набора кри¬визны с пластовыми жидкостями высокой вязкости, с повышен¬ным содержанием газа и механиче-ских примесей. Чаще всего ВШНУ применяются для дебитов от 3 до 50—100 м3/сутки с напором до 1000—1500 м, однако, как уже отмечалось, некото¬рые типоразмеры ВШНУ могут иметь гораздо большие добыч¬ные возможности.
Компоненты винтовой насосной системы
Основными компонентами насосной системы можно считать:
• винтовой насос
• колонна насосно-компрессорных труб
• штанговая колонна
• привод винтового насоса
• система передачи энергии
• источник энергии
Насосная система может так же включать дополнительное оборудова-ние: хвостовик, газовый сепаратор, противоотворотный якорь, виброгаси-тель, штанговые или межштанговые центраторы, вращатель НКТ и шкаф управления насосной системой.
Малая энерго- и металлоемкость поверхностного привода установок, возможность использования серийно выпускаемых насосных штанг, высокий КПД, простота и надежность рабочих органов насосов, широкий диапазон производительности позволяют УСВН уже на современном этапе успешно конкурировать с традиционными средствами подъема жидкости из скважин.
Предлагается заменить существующие насосные установки в скважинах с высокой вязкостью, большим содержанием механических примесей, высо-ким пескопроявлением и относительно небольшой глубиной на винтовые насосные установки. Они позволят сократить расходы на эксплуатацию и существенно удешевят затраты на извлечение тонны нефти.