Эффективность применения винтовых штанговых насосов для добычи нефти-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтегазодобычи

Эффективность применения винтовых штанговых насосов для добычи нефти-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 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.


2.3 Запуск, вывод на режим и эксплуатация ВШНУ

Для запуска УШВН бригада ПРС (КРС) вызывает представителей ЦДНГ не менее чем за 2 часа до окончания монтажа наземного привода.
После монтажа наземного привода и подгонки колонны штанг произ-водятся подготовительные работы. Оператор ЦДНГ обязан :
• ознакомиться с эксплуатационным паспортом;
• проверить натяжение ремней (если передача ременная ) и соос-ность приводов;
• опрессовать сальниковую коробку консистентной смазкой;
• проверить уровень масла в редукторе;
• проверить соответствие рабочему положению запорных арматур на устье скважины и в ГЗУ;
• на выкиде и в затрубном пространстве установить манометры;
• отбить статический уровень.
После проведения подготовительных работ производится опрессовка сальникового ввода включением УШВН на закрытую задвижку до давления , указанного в технической характеристике наземного оборудования УШВН. В случае установки мембранного (разрывного) клапана опрессовка произ-водится на Р лин.
Если наземное оборудование герметично , то установку оставляют в работе. Если обнаруживается утечка, то установку отключают и запускают после достижения герметизации. Система «насос-НКТ» считается герметич-ной, если темп падения давления не превышает 5 кгс/см2 за 1 минуту.
После первоначального запуска до появления подачи устанавливать УШВН запрещается, во избежание отворота штанг.
Электрик, после запуска, замеряет ток нагрузки, с последующей запи-сью в эксплуатационном паспорте.
Нормальная откачка уровня жидкости в затрубном пространстве опре-деляется по таблице, по которой выбирается периодичность отбивки дина-мического уровня в зависимости от типоразмера УШВН и числа оборотов полированного штока.
После запуска динамический уровень отбивается не позже Тотк (время откачки предельного уровня ):

Т отк = ( Lспн – ( 200+Нст )) / V,
где:
Lспн - глубина спуска насоса, м; Нст - статический уровень, м ;
V - скорость откачки уровня , м/с.
Затем отбивается через каждые 30 мин. не менее 3-х раз. Скважина считается выведенной на режим, если в течение 1,5 часа динамический уро-вень не изменяется. При снижении динамического уровня ниже предельных значений ( Lспн – 200 м ) установка отключается на приток. Повторное включение производится при достижении уровня уровня 500-600 м от устья скважины.
При выводе на режим контролируются следующие параметры :
• Рб – буферное давление ;
• Рл - линейное давление;
• Рз - затрубное давление;
• J - токовая нагрузка.
Дебит скважины и токовая нагрузка замеряются сразу после вызова подачи, при максимальном снижении Ндин и после вывода на режим. В пери-од откачки жидкости глушения производится отбор проб на КЧВ. Повтор-ный отбор проб на КЧВ производится через 2 суток после вывода на режим; в процессе дальнейшей эксплуатации – 1 раз в полугодие.
Анализ проб на КЧВ производит ЦНИПР. Результаты сообщаются в ЦДНГ в установленном порядке.
Все данные запуска и вывода на режим, а также обводненность, зано-сятся в эксплуатационный паспорт. Мастер добычи проверяет качество вы-вода на режим, заполнение эксплуатационного паспорта.
В случае, когда УШВН работает в режиме срыва подачи, необходимо ее отключить и произвести замену шкива на другой типоразмер.

Эксплуатация и обслуживание скважин с УШВН
Все данные по скважинам: даты запусков и остановок, причины оста-новок, сведения о подземных ремонтах, режимах работы, изменение диамет-ра шкива, исследовании скважин заносятся в журнал замеров.
Профилактический осмотр наземного оборудования осуществляется не реже 1 раза в три дня оператором по добыче нефти.
При осмотре наземного привода оператор ЦДНГ должен:
• проверить наличие вибрации;
• определить наличие необычных шумов и их источник;
• устранить утечки через сальниковое уплотнение и арматуру;
• проверить наличие масла в редукторе.
Замена масла в редукторе осуществляется через каждые шесть месяцев.
Замена уплотнений в сальниковой коробке осуществляется через каж-дые шесть месяцев работы персоналом ЦДНГ. Смазка осуществляется еже-дневно в течение недели после запуска, затем 1 раз в месяц.
Токовая нагрузка замеряется силами энергетической службы не реже одного раза в месяц.
Технологическая служба ЦДНГ осуществляет контроль за работой УШВН и ежемесячно проводит анализ работы.


2.4 Вставные штанговые винтовые насосные системы

При замене отказавшего или же неэффективного оборудования прихо-дится каждый раз осуществлять подъем насосно-компрессорных труб (НКТ), что приводит к росту затрат на замену изношенного парка НКТ и связанных с этим расходов. Отказы оборудования и последующие внутрискважинные работы — неотъемлемая часть процесса. Именно поэтому приходится пла-нировать такие расходы и учитывать их в бизнес-плане, закладывая в бюд-жет. На всех этапах этого непростого пути компания Weatherford готова обеспечить эффективное и результативное решение таких задач.
Системы вставных штанговых винтовых насосов (I-PCP) от компании Weatherford используют колонны насосных штанг для установки и извлече-ния модуля I-PCP из скважины. Это позволяет избежать повторных спуско-подъемов НКТ, что значительно сокращает время текущего ремонта и про-стоя, а также уменьшает затраты, связанные с последующими внутрисква-жинными работами, кроме:
•замены отказавшего посадочного модуля I-PCP на новый;
•изменения размера или геометрии штангового винтового насоса для
калибровки системы;
•извлечения посадочного модуля I-PCP для выполнения внутрисква-жинного обслуживания;
•перехода на другую технологию механизированной добычи, в соот-ветствии с изменением динамики работы скважины.
Установка модуля I-PCP внутри скважины начинается с установки ко-лонны насосно-компрессорных труб с соответствующим посадочным ниппе-лем насоса (PSN). После установки НКТ модуль I-PCP опускается в скважину на обычных или непрерывных штангах, пока не займет свое место в PSN. Если скважины не оснащены PSN, можно использовать якорь Flexisert™, ко-торый обеспечивает инновационное и надежное переоборудование скважины для использования модуля I-PCP.



Рис. 2.1. Вид штанговой винтовой насосной установки

Сразу после установки модуля I-PCP в скважине встроенный противо-отворотный якорь предотвращает развинчивание деталей насосной системы. При обслуживании насоса погружные скважинные системы мониторинга и телеметрии могут оставаться на своих местах. PSN и опорные кольца распо-ложены в верхней части I-PCP, что снижает вероятность попадания песка и механических частиц в затрубное пространство между насосом и НКТ. Для экономии времени и сокращения расходов узел I-PCP может быть установ-лен и извлечен с помощью промывочной установки.
Система Arrowhead I-PCP использует запатентованную технологию для создания практичных и компактных вставных штанговых винтовых насосов.
Ротор оснащен уникальным стреловидным наконечником, который со-прягается с плавающим кольцом и образует непроходное седло в верхней части вставного узла. Когда стреловидный наконечник и плавающее кольцо соединяются, вставной штанговый винтовой насос можно извлечь из скважи-ны.
Укороченная расширительная трубка позволяет упростить процесс сборки и установки узла, а также повысить качество вымывания песка и ме-ханических примесей из насоса и приемного модуля.
Если необходима промывка, то стреловидный наконечник поднимается на штангах в расширительную трубку, между статором и плавающим коль-цом. В этот момент остальная часть ротора временно выдвигается в НКТ.
После выдвижения ротора можно промыть жидкостью ротор и статор.
При обслуживании насоса погружные скважинные системы монито-ринга и телеметрии могут оставаться на своих местах.
Доступно для насосно-компрессорных труб диаметром 2 7/8, 3 1/2, 4 1/2 и 5 1/2 дюйма.

.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.