Анализ работы фонда скважин оборудованного ШСНУ-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтегазодобычи

Анализ работы фонда скважин оборудованного ШСНУ-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтегазодобычи , проводится оптимизационный расчет глубино-насосной установки, подбор оборудования к скважинам
5.СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ
5.1. Устройство и принцип работы НРП


Насос типа НРП - трубный с неподвижным цилиндром и подвижным плунжером. Насос состоит из следующих основных элементов:
кожуха;
цилиндра;
плунжера;
приемного клапана для воды;
приемного клапана для нефти;
нагнетательного клапана;
устройства для слива жидкости при подъеме труб.
Насос НРП (рис.4.4.) смонтирован на базе стандартного насоса НН2Б, выпускаемого серийно по ОСТ 26-16-06-86.
Приемный клапан для воды устанавливается в нижней части цилиндра. Приемный клапан для нефти устанавливается на кожухе.
Насос НРП работает следующим образом. При крайнем нижнем положении плунжера давление в цилиндре при открытом нагнетательном клапане будет равно давлению, на выходе насоса, причем под плунжером находится пластовая вода. При ходе плунжера вверх нагнетательный клапан закроется и давление в рабочей камере начнет снижаться и в момент равенства давлений в цилиндре и на приеме всасывающего клапана для воды откроется всасывающий клапан и в рабочую камеру насоса начнет поступать пластовая вода из лифтовых труб хвостовика. Цикл всасывания воды будет продолжаться до тех пор, пока нижний торец цилиндра достигнет места ввода нефти в цилиндр насоса. При достижении плунжером данного положения откроется всасывающий клапан для нефти и в рабочую камеру начнет поступать нефть или нефтегазовая смесь из затрубного пространства скважины. При поступлении нефти в рабочую камеру из затрубного пространства давление под плунжером возрастет на определенную величину, т.е. всасывающий клапан для воды будет находиться в закрытом положении. Цикл всасывания нефти будет продолжаться до момента, когда плунжер не достигнет верхней точки. В момент расположения плунжера в крайней верхней точке верхняя часть цилиндра будет заполнена нефтью или нефтегазовой смесью нижняя - пластовой водой. Линия раздела - место входа нефти в цилиндр насоса. Количество воды, заполнившей нижнюю часть цилиндра равно объему воды поступившей из пласта в скважину за один цикл работы насоса. Объем же нефти в рабочей камере соответствует количеству нефти поступившей на забой скважины за указанный период времени. Соответствие между притоком и отбором обводненной продукции при раздельно-совместном подъеме многокомпонентной смеси по насосному лифту достигается регулировкой расстояния от всасывающего клапана для воды до плунжера, при крайнем его положении. При ходе плунжера вниз всасывающий клапан для нефти закроется, и давление в цилиндре начнет подниматься. В момент равенства давлений над и под плунжером откроется нагнетательный клапан нефть или нефтегазовая смесь начнет перетекать из цилиндра в лифтовые трубы. Поступление нефти в полость лифтовых труб будет продолжаться до тех пор, пока плунжер не достигнет раздела нефти и воды в рабочей камере насоса. В дальнейшем при перемещении плунжера вниз от линии нефтеводораздела до крайней нижней точки в лифтовые трубы будет поступать пластовая вода.

5.2.Область применения НРП и его преимущества


Работа скважин с водяным столбом ниже глубины спуска насоса.

Засорение насосов и высокий уровень преждевременных отказов.
Преимущества насоса НРП.
I.Применение этого насоса позволяет повысить добычу нефти за счет:
Увеличения давления нефтегазовой смеси на входе в насос.
Повышение давления обеспечивается откачкой воды с забоя скважины по колонне НКТ и замещением в затрубном пространстве скважины столба пластовой воды на нефтегазовую смесь. За счет различных плотностей нефти и пластовой воды происходит повышение динамического уровня нефти в скважине, тем самым создается перепад давлений между боковым и нижним приемными клапанами. А так как удельный вес нефти меньше, чем пластовой воды, то динамический уровень возрастет на 200-300 метров и обеспечит повышение давления на приеме и условия откачки нефти через боковой клапан. Эти условия обеспечивают наиболее эффективный процесс добычи нефти.
Этот процесс необходимо рассматривать для следующих условий:
Если обводненность продукции до 20%, то НРП-44 с хвостовиком из НКТ диаметром 33 мм обеспечивает полную откачку столба пластовой воды с забоя скважины, так как достигается скорость подъема жидкости до 12 сантиметров в секунду. Снижение столба воды от приема насоса до забоя скважины во время его работы обеспечивает замещение ее нефтью, приток пластовой жидкости и увеличение добычи нефти за счет уменьшения процента обводнения. В этом случае конус обводнения не будет образовываться: или срежется или развернется в обратную сторону.
При обводненности продукции более 20% (т.е.50 и 70%) отобрать всю воду с забоя скважины не представляется возможным (приток воды к забою скважины более ее отбора насосом), то при выборе конструкции насоса используется такой же насос, но с боковым клапаном другого расположения. Так же используется хвостовик. Дополнительно вводится регулирование отбора пластовой воды по хвостовику. При классическом исполнении ШГН и без хвостовика под насосом столб воды практически всегда. Наличие хвостовика в этом случае приведет лишь к откачке воды с забоя скважины и неэффективной эксплуатации скважин.
Повышения КПД работы насоса НРП в связи с исключением влияния вредного пространства в нижнем клапане (заполнен водой) по сравнению с обычной технологией добычи нефти без хвостовика.
Обеспечения раздельного ввода и вывода нефти и воды из цилиндра при добыче эмульсионных нефтей устраняются условия образования стойких водонефтяных эмульсий (при обводненности продукции с 45 до 80 %) , что обеспечит коэффициент наполнения насоса до 0,8.
1.4. Разрушения конусов обводнения и разрушения фазовой проницаемости в призабойной зоне, против нефтенасыщенной части пласта будет располагаться нефть, что положительно скажется на продуктивности скважины по нефти, снижении интенсивности обводнения.
II. Допускает работу насоса НРП при содержании свободного газа на приеме до 50% (10% у ШГН классического исполнения):
2.1. При газосодержании на приеме бокового клапана насоса до 50% нефтегазовая смесь может образовать в верхней части цилиндра газовую пробку, но насос будет работать без срыва подачи, (насос охлаждается жидкостью, поднимаемой через хвостовик).
2.2. При газосодержании на приеме насоса более 50%, газ прорывается в цилиндр (образуя «пистолет» по динамограмме) и вместе с жидкостью поступающей по хвостовику подается насосом в НКТ. В результате плунжер омывается жидкостью, предупреждает его перегрев и заклинивание или обрыв штанг, как это бывает при обычной компоновке. Требуется провести мероприятие по заглублению насоса.
Конструкция насосов (боковой клапан, увеличенные размеры клеток приемного и нагнетательного клапанов и других узлов плунжера), монтаж грязеуловителя, повышают требовательность к проведению сборки и испытанию их на стенде, опрессовке насосов в собранном состоянии. Эти обстоятельства налагают особую ответственность и при монтаже насосов НРП на устье скважины.
Конструктивные особенности насосов НРП таковы, что при эксплуатации скважин требуется сервисное обслуживание (авторский надзор). Он заключается в периодическом исследовании работы насосов и скважины и подборе оптимального режима работы насосов. Анализируя полученную информацию, рассчитывается положение плунжера относительно бокового клапана для регулирования отбора нефти и воды с целью снижения процента обводненности продукции скважин.
Таким образом, постановка задачи повышения добычи нефти и снижения отказов решается:
на первом этапе
- проведение анализа работы скважин с ШГН до внедрения насосов НРП для выбора конструкции насоса в зависимости от обводненности продукции, газового фактора, давления насыщения, забойного и пластового давлений, содержания свободного газа на приеме насоса, глубины его спуска, производительности. На основании такого анализа производится заказ на завод-изготовитель: под конкретные скважины соответствующий условиям работы насос.
на втором этапе

8.ЗАКЛЮЧЕНИЯ, ВЫВОДЫ, РЕКОМЕНДАЦИИ


На Ватинского нефтяном месторождении на данном этапе, когда в разработку вводятся трудноизвлекаемые запасы пластов АВ1-2, ЮВ1, фонд ШСНУ играет всё большую роль в добыче углеводородного сырья. В настоящий момент темпы роста фонда ШСНУ опережают рост фонда скважин с УЭЦН. За последние пять лет доля фонда ШСНУ увеличилась с 40% до 53% от всего механизированного фонда скважин. Доля нефти добытой глубинно-насосным также увеличилась с 21% до 29% от всей добычи на месторождении.
Поэтому разработка и выполнение мероприятий по совершенствованию режимов работы, правильный расчёт и подбор компоновки ШСНУ, а также применения специальных средств и оборудования для снижения влияния ния осложняющих факторов позволит обеспечить наиболее эффективный процесс добычи нефти при высокой надёжности ШСНУ и увеличении межремонтного периода работы.
Проведение данных мероприятий позволит получить дополнительную прибыль от реализации дополнительно добытой нефти и от экономии средств за счёт увеличения безремонтного периода работы ШСНУ.
Правильный подбор и применение тяжёлого низа подвески штанг позволит значительно сократить количество отказов ШСНУ по причине обрыва штанг в нижней части подвески из-за знакопеременных динамических нагрузок и негерметичности НКТ из-за протёртости в нижней части колонны .
На эффективность работы ШСНУ влияет подземное оборудование: НКТ, штанги и насос. Продолжительность срока службы НКТ в большей степени зависит от свойств откачиваемой жидкости и степени наклонно направленности скважины. Аварии с обрывом штанг и негерметичности НКТ составляют 53%. Срок службы штанг и НКТ также зависит от правильности расчета нагрузок действующих на них. Для увеличения межремонтного периода могут применяться специальные герметизирующие смазки и штанги с прочностными характеристиками, для устранения знакопеременных нагрузок, продольного изгиба штанг и истирания НКТ и штанг в нижней части подвески насоса необходимо применять правильный расчёт тяжёлого низа подвески штанг и использовать в этом качестве штанги диаметром 25мм.
На эффективность ШСНУ влияет ряд показателей: коэффициент эксплуатации, коэффициент подачи, средний срок службы насоса.
Коэффициент подачи насосов низкий (в среднем 0,52). Коэффициент подачи снижается из-за влияния газа, растяжения колонны штанг и утечек жидкости через зазор в плунжерной паре.
Для увеличения эффективности необходимо применять конструкции насосов и компоновку ШСНУ в зависимости от обводненности продукции, газового фактора, давления насыщения, забойного и пластового давлений, глубины спуска насоса и его производительности, применять защитные приспособления: газопесочные якоря, фильтры, шламоуловители, штанги с центраторами.
Для обеспечения оптимальной работы ШСНУ на месторождении необходимо поддерживать контроль за работой скважин методом динамометрирования, замера дебитов и уровней жидкости в скважинах, замера Рпл, Руст,Рзаб и обводнённости продукции .
Учитывая положительные качества НРП рекомендуется внедрение данных насосов на Ватинском нефтяном месторождении, с целью поддержания режима работы скважин с ШСНУ на оптимальном уровне.