Файл: Курсовой проект по дисциплине Осложнения в нефтедобыче.docx
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 30.11.2023
Просмотров: 222
Скачиваний: 10
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
–– анализ информации о количестве проведенных ремонтных операций по причине обрыва штанговой колонны, о величине действующих минимальных и максимальных нагрузок;
–– оценка текущего технического состояния штанговой колонны для проведения мероприятий по предотвращению обрыва штанговой колонны.
Практика применения насосных штанг и анализ их работы показывают, что около 70 % отказов штанговых колонн составляют обрывы штанг по телу, 10 % — их отвороты и остальное — обрывы по резьбе и муфте. Авторы статьи обнаружили, что большее количество обрывов приходится на участки штанг, расположенные на расстоянии до 400 мм от их головок.Есть несколько гипотез, объясняющих постоянство отказов штанг вблизи их головок. Например, некоторые специалисты считают, что причиной повышенной обрывности штанг на данных участках является концентрация напряжений в переходной зоне [17].
Наряду с достоинствами, обеспечивающими массовое применение ШСНУ в различных эксплуатационно-технологических условиях, имеется целый ряд недостатков, существенно снижающих эффективность их работы. В первую очередь это связано с тем, что при ходе плунжера вверх на колонну штанг действуют собственный вес и вес столба жидкости; при ходе вниз действие веса жидкости передается трубам. Сочетание переменных по величине усилий с большим собственным весом колонны штанг вызывает сложное напряженное состояние материала штанг приводящее к обрывам штанговой колонны [18].
В статье [19] автором которого является Саттаров И.Р отмечается, что по скважинам ШСНУ Контузлинского месторождения ОАО «Татнефть» за 7 лет их работы было проведено 54 ремонта по причине обрывности штанговой колонны. В 90 % случаях обрыв происходил в тех скважинах которые имели высокую коррозийную активность среды. Так же автор выделил то, что скважины имеющие число качаний более 4,5 об/мин выходили в ремонт чаще остальных.
Накопленная статистика показывает, что подавляющее большинство обрывов происходит на участке тела насосной штанги длиной около 250 мм от торца головки штанги. Этому же интервалу соответствует зона максимальных напряжений изгиба в штангах. Следовательно, распространенные конструкции штанг не соответствуют условиям равно прочности их в условиях эксплуатации при возвратно-поступательном перемещении в скважине [20].
Колонна композитных штанг при работе в скважине воспринимает осевую нагрузку грузонесущими элементами в виде стальных канатов, а внешний полимерный армированный слой выполняет функцию защиты грузонесущей системы от воздействия скважинной среды и придания жесткости системе. Включение в конструкцию штанговой колонны оптоволоконных кабелей и различных датчиков при изготовлении дают возможность проведения исследования работы колонны штанг и скважинных условий [21].
Наиболее приемлемым методом повышения надежности штанговой колонны является снижение нагрузки на приводную часть насосной установки, которой реально достигается уменьшением диаметра насоса и повышением динамического уровня жидкости, поскольку вес жидкости и вес колонны штанг являются функцией диаметра насоса d и динамического уровня [22].
В настоящее время основные нефтяные месторождения Российской Федерации вступили в позднюю стадию, которая характеризуется истощением пластовой энергии. В таких установках одним из наиболее слабых элементов является колонна насосных штанг, определяющая низкую продолжительность межремонтного периода работы скважин. Большая глубина спуска насоса, кривизна ствола скважины, высокая вязкость и коррозионная активность добываемой продукции повышают нагрузку на штанговую колонну и снижают ее усталостную прочность[23].
Анализ причин ремонтов выхода из строя УВШН с НП по ООО УК "Шешмаойл" показал, что 34,6% всех ремонтов приходится на проблемы со штанговой колонной и полированным штоком (поломки или отвороты). Возможными организационными причинами выхода из строя насосных штанг и полированных штоков явились недостаточный анализ работ при внедрении УВШН с НП и условия эксплуатации, не соответствующие требованиям[24].
Анализ применения устройств, защищающих глубинно-насосное оборудование от износа в условиях Западной Сибири, показал, что полиэтиленовые центраторы работают 1-3 месяца и, деформируясь, плавятся; при проведении подземных ремонтов через 2-3 месяца они не обнаруживаются. Надежность работы центраторов, снабженных шариками, оказалась невысокой. Роликовые центраторы дают положительный эффект, однако относительная сложность позволяет рекомендовать их к применению только в скважинах, имеющих значительное искривление ствола. Наиболее надежными и практичными зарекомендовали себя укороченные штанги и центраторы, устанавливаемые на теле штанг[25].
Производительность глубинного насоса зависит от длины хода полированного штока и числа качаний и увеличивается с ростом этих величин. Очевидно, увеличение длины хода и числа качаний способствует росту напряжений в штангах. Возникающие в штангах растягивающие напряжения снижают предел прочности штанг, увеличивая вероятность их обрыва [26].
В статье [27] установлено, что компоновка колонны насосных штанг нагнетателями жидкости, повышает скорость движения скважинной продукции и способствует созданию режима выноса твердых осадков из полости насоса.Дополнительная добыча нефти от применения ШСНУ в компоновке с нагнетателями жидкости в ООО “НГДУ Уфанефть” за 2002 год составила 580,8 тонн, при хозрасчетном экономическом эффекте 333029 рублей.
Изготовление стандартной насосной штанги производится высадкой головки штанги при высокотемпературном нагреве в 5 переходов. Это приводит к снижению технической характеристики штанг из-за нарушений исходной микроструктуры металла и соосности головки штанг, вызывающие дополнительные изгибающие моменты при их эксплуатации [28].
В качестве достойной и экономически оправданной альтернативой обычным насосным штангам являются непрерывные колонны насосных штангCOROD. В отличие от обычных штанговых колонн в колоннах COROD всего два резьбовых соединения. Кроме этого, за счет отсутствия в них муфт снижается контактная нагрузка и увеличивается рабочее пространство лифтовой колонны, а так же уменьшается и вес всей подвески [29].
Обрыв штанг как в верхней так и в нижней области колонны напрямую связан с диаметром насоса. В частности при эксплуатации скважин с насосами малого диаметра происходит обрыв в верхней части колонны, так как в этой части колонны наиболее велики растягивающие нагрузки. При работе насоса большого диаметра, обрыв штанг характерен для нижней части штанговой колонны, так как в нижней части нагрузки связанные с продольным изгибом наиболее максимальны [30].
Таким образом, проанализировав 30 источников научно-технической литературы выяснено, что обрывы и отвороты штанговых колонн одна из наиболее распространенных проблем при эксплуатации ШСНУ, которая требует значительных капиталовложений и трудозатратне только в России но и зарубежом. Были проанализированы работы специалистов из Татарстана, Баркортстана, Западной и восточной Сибири, Казахстана, Ханты-Мансийска, Азербайджана, России, Нефтеюганска, Сургута, Удмуртии. Для повышения надежности штанговых колонн непрерывно совершенствуются технологии их изготовления, технического обслуживания и ремонта. В этих работах представляется анализ и методы решений проблем которые связаны с обрывом ШК.
Решение проблемы обрывности штанговой колонны позволит увеличить межремонтный период скважин, которое положительно повлияет на работу скважины в целом. Данная проблема будет актуальна на тех месторождениях, которые достигли завершающую стадию разработки.
2 ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ
2.1 Характеристика особенностей промыслового объекта
Рассматриваемая Восточно-Сулеевская площадь занимает северо-восточную часть Ромашкинского нефтяного месторождения в виде полосы юго-западного простирания.
На Восточно-Сулеевской площади разрабатывают продуктивные отложения кыновского (До) и пашийского горизонта верхнего девона Д1. Корреляция пластов происходит с применением главных реперов «верхний известняк» и «муллинские глины», образованных, в кровельной и подошвенной частях горизонта и репера «аргиллит» в нейтральной части горизонта. Горизонт Д многопластовый. В нем подчеркнуты пласты: А, Б1, Б2, Б3, Б4, Б5, Г2+3 и Д. Пласты имеют площадное распространение. Например, площадь пласта До по отношению к административной, которая равна 18679,1 га, является 66,9%, по А - 73,1%, по Б1 - 37,5 %, по Б2 - 55,5 %, по Б3 - 52,7 %, по В - 60,6 %, по Г1 - 59,5%, по Г2+3 - 41,7% и по Д - 12,2 %.
По характеру и особенности строения горизонтов До и Д1 необходимо отметить их высокую неоднородность как по площади, так и по разрезу. Так же данные указывают на наличие значительной неоднородности эксплуатационного объекта по проницаемости. Нефти данных пластов к группе средних и парафинистых нефтей.
Восточно-Сулеевской площадь введена в промышленную разработку в 1955 году. За это время основные характеристики показателей разработки сильно изменились. Повысилась ободненность продукции и ухудшилось само состояние скважин.
Рисунок 2.1.1- Текущее состояние разработки Восточно-Сулеевской площади.
Пласт "а" содержит 13,3 % нефти от НИЗ по площади. С начала разработки по пласту отобрано 75,1 % от НИЗ нефти по пласту. Дострел пласта произведен в добывающих скважинах: 6372а, 39497, 39498. В активную разработку по данному пласту за отчетный год вовлечено 37 тыс. т извлекаемых запасов нефти.
Пласт "б1" содержит 9,6 % от НИЗ нефти по площади, накопленный отбор нефти составляет 77,0 % от НИЗ нефти по пласту. Дострел пласта произвели на добывающей скважине 39528, нагнетательной скважине 39527а. Отключение пласта произвели на добывающих скважинах 6146 и 12469 в связи с зарезкой боковых стволов. В активную разработку извлекаемые запасы нефти по пласту в отчетном году не вовлечены.
Пласт "б2" содержит 13,0 % от НИЗ нефти по площади. С начала разработки отобрано 88,8 % от извлекаемых запасов по пласту. Отключение пласта произвели на добывающей скважине 6146 в связи с зарезкой бокового ствола. В активную разработку извлекаемые запасы нефти по пласту в отчетном году не вовлечены.
Пласт "б3" содержит 25,6 % от НИЗ нефти по площади. С начала разработки отобрано 93,4 % от извлекаемых запасов по пласту. Дострел пласта произведен в добывающих скважинах:12510в, 1051в. Отключение пласта в добывающих и нагнетательных скважинах не производили. В активную разработку за год вовлечено 15 тыс. т нефти.
Пласт "в" содержит 19,5 % НИЗ нефти по площади. Накопленный отбор нефти составил 96,7 % от запасов по пласту. Дострел пласта произведен в добывающих скважинах 6146 (зарезка бокового ствола) и12473а. Отключение пласта произвели в нагнетательной скважине 6559.
Пласт "г1" содержит 14,9 % НИЗ нефти по площади. С начала разработки отобрано 96,0 % от извлекаемых запасов нефти по пласту. Дострел пласта произведен в добывающей скважине 6146 (зарезка бокового ствола). Отключение пласта произвели в нагнетательной скважине 6559. Пласт "г2+3" содержит 4,0 % от НИЗ нефти по площади. Накопленный отбор составляет 99,9 % от запасов по пласту. Дострелов и отключений пласта в отчетном году не было.
Пробуренный фонд скважин на 2016 год составляет 943 скважины, из которых 573 работают на добывающем фонде, а 249 на нагнетательном.
Таблица 2.1.1 – Фонд скважин на 2016 год по Восточно-Сулеевской площади.