Оборудование и материалы, применяемые для проведения текущего ремонта скважин

Подземный ремонт скважин в НГДУ «Аксаковнефть» проводится в соответствии с требованием «Единых правил ведения ремонтных работ в скважинах» РД-39−147 009−23−87.

Все бригады ПРС оснащены оборудованием и инструментом согласно типового проекта организации рабочих мест при подземном и капитальном ремонте скважин.

В настоящее время для ремонта скважин имеются следующие подъемные агрегаты: А-50, А-5…

Сравнительный анализ показателей по наработке и количествам отказов насосов импортного и отечественного производства показывает, что последние уступают по качеству импортным .

Показатели по наработке и количествам отказов на 01.01.2005 г. по насосам заводов-изготовителей приведены в табл. 2.4.

Таблица 2.4 Сравнительные показатели по наработке и количествам отказов.

Завод изготовитель.	Количество насосов в фонде.	Количество отказов за 2000 г.	Наработка на 1 на-сос, сут.
Кол-во.	В % от фонда.	Кол-во.	В % от кол-ва насосов.
БМЗ Баку.
Ижевск.
Пермь.
ОЗНПО Октябрьск.
Австрийские.
США Трайко-Индастрик.
ПКНМ Краснокамск.
Прочие.

Как видно из этой таблицы, наилучшие результаты дали австрийские и американские насосы. При приобретении отечественных насосов предпочтение все же следует отдать насосам ижевского производства.

И, если ижевские насосы дают неплохую, в сравнении с импортными, наработку по количеству суток на 1 насос, хорошо противостоят воздействию коррозионной и сероводородной среды, воздействию абразивного песка и применимы на всех месторождениях нашего НГДУ, то качество насосов Пермского производства по вышеуказанным параметрам значительно уступают ижевским. Наработка на отказ по пермским насосам составляет: по новым — в среднем всего 258 суток, по отремонтированным — в 2 раза ниже.

В защиту же ижевских насосов можно сказать, что, кроме вышеуказанных, они имеют и следующие преимущества по сравнению с пермскими: данные насосы поставляются в комплекте с качественной механической замковой опорой, отказов по данным замковым опорам нет. Кроме того, состояние цилиндров этих насосов остается удовлетворительным даже после длительной эксплуатации, изнашивается, в основном, плунжер, так как твердость цилиндра выше твердости плунжера, а это, в свою очередь, облегчает возможность ремонта и повторного использования насоса. Но количество получаемых насосов Ижевского завода из года в год снижается. Так, за 2004 год в НГДУ получено только 17 насосов данного завода или 4,4% от всего количества полученных новых насосов.

Следующая причина: за истекший год ухудшилось качество капитального ремонта насосов на Октябрьском заводе нефтепромыслового оборудования.

Если проанализировать работу штанговых насосов, полученных с ОЗНПО в 2004 году, то получается следующая картина (таблица 2.5).

Таблица 2.5 Анализ работы штанговых насосов с ОЗНПО.

Тип насоса.	Получено.	Спущено в скважину.	Отказы.
НВ — 28. НВ — 32. НВ — 38. НВ — 43. НН — 44. Итого.

Основные виды выхода насосов из строя следующие :

1. Заклинивание или износ насоса; заклинивание или износ плунжера; износ цилиндра и т. д.

Таким образом получается, что из 112 ремонтов, связанных именно с отказом насосов 22% приходится на отказ насосов, полученных с ОЗНПО.

• 2. Возросшее количество ремонтов по ликвидации негерметичности НКТ объясняется длительной эксплуатацией труб (от 5 до 10 лет). Все ремонты произведены из-за негерметичности по резьбам.
• 3. Почти в 2 раза возросло количество ремонтов по причине смены сальниковых штоков. Причина в том, что в течение 2000 года при подготовке к паводку и к зиме на скважинах, находящихся в затапливаемых и труднодоступных районах были проведены 15 профилактических ремонтов по смене полированных штоков для предупреждения простоев скважин.

По НГДУ «Аксаковнефть» довольно большое количество ремонтов составляют ремонты, связанные с ликвидацией обрыва штанг — 21% от общего числа ПРС. Основной фонд штанг по состоянию на 01.01.2005 г. составляют штанги Очерского завода (34,4%), ОАО Мотовилихинские заводы (27,5%) и штанги завода им. Шмидта (17,4%) (рисунок 7).

Анализ обрывности штанг за 2004 год по заводам-изготовителям дает следующую картину (таблица 2.6).

Таблица 2.6 Обрывность штанг по заводам-изготовителям.

Тип штанг.	Удельное количество, %.	Удельная обрывность, %.
Очерские.	34,4.
ОАО Мотовилихинские заводы (Пермские).	27,5.
Шмидта.	17,4.
Румынские.	6,3.

По штангам Очерского завода с маркой стали 20Н2М, при максимальном фонде, удельная обрывность составляет 15% от общего числа обрывов. Данные штанги, в большинстве, отработали свой срок, последний раз их получали в 1998 году. По штангам завода им. Шмидта с маркой стали 20Н2М по получению такая же ситуация. В большинстве случаев эти штанги отработали более 5 лет и по этой причине они имеют высокую обрывность.

Пермские штанги, составляя в общем фонде 27,5%, дают наибольшее- 42% - количество обрывов. В начальный период получали штанги этого завода с маркой стали 15×2ГМФ, в 2000 году начато испытание штанг с маркой стали 12×3ГФАБ. Все обрывы произошли по штангам с маркой стали 15×2МГФ. Средняя наработка по отказным штангам Пермского производства составляет 16,7 млн. циклов, тогда как по штангам Очерского и завода им. Шмидта с маркой стали 20Н2М — более 35 млн.циклов. Начиная с 1996 года в НГДУ «Аксаковнефть» поставляются только штанги Пермского производства .

Но, тем не менее, количество обрывов штанговых колонн с 2000 года снижается (со 100 до 87). Это прежде всего связано с тем, что с начала 2002 года все получаемые новые штанги проходят входной контроль на установке дефектоскопии и отбраковки на Октябрьском заводе нефтепромыслового оборудования.

Большое количество ПРС по причине отворота объясняется полным отсутствием в бригадах штанговых ключей КШЭ. Свинчивание штанговых колонн при спуске производится вручную. Недостаточные крутящие моменты, создаваемые ручными усилиями рабочих, не обеспечивают надлежащего прижатия торцов ниппеля к торцам соединительной муфты, в результате чего их торцы под действием внешней нагрузки расстыковываются, что и приводит к самопроизвольному отвинчиванию штанг в процессе эксплуатации.

В 2004 году сложилась сложная ситуация с обработкой скважин растворителями АСПО по причине их отсутствия, что привело к росту ПРС по очистке ГНО от АСПО. В 2000 году ситуация несколько выправилась, за этот период было проведено 646 тепловых обработок, 22 обработки скважин ингибитором парафиноотложений СНПХ-7941 и т. д.

Все причины выхода скважин, оборудованных УСШН, в ремонт за 1996 -2000 г. г. приведены в таблице 2.7.

Таблица 2.7 Причины отказов скважин с УСШН

Годы.
Причины ремонтов.
Всего ремонтов.
Частота ремонтов рем/скв.	0,52.	0,52.	0,36.	0,47.	0,47.
Оптимизация режимов работы насосного оборудования.
Смена насоса по причине выхода из строя.
Продолжение таблицы 2.6.
— В т.ч. из-за заклинивания.
— утечка в клапанах.
— засорение клапанов насоса.
— обрыв штока насоса.
— отворот штока.
— механический износ насоса.
— коррозия рабочей поверхности насоса.
— причина не установлена.
Ликвидация обрыва штанг.
Ликвидация отворота штанг.
Перевод на другой способ эксплуатации.
Очистка глубинно-насосного оборудования от отложений АСПО и эмульсии.
Очистка забоев скважин.
Смена сальникового штока.
Негерметичность НКТ.
Смена замковой опоры.
Ревизия смена устьевого оборудования.
Ввод из консервации и пьезометра.
Перевод в консервацию.
Работа бригад КРС.

Для дальнейшего повышения МРП, снижения количества ПРС в 2005 году необходимо:

• 1. Оснастить бригады ПРС автоматическими штанговыми ключами КШЭ.
• 2. Приобретать штанговые насосы производства Ижевского завода в комплекте с замковыми опорами.
• 3. Штанги б/у, извлеченные из скважин, использовать только после проведения дефектоскопии и отбраковки.
• 4. Строго выполнять разработанные организационно-технические мероприятия по защите подземного оборудования от коррозии, отложения солей и АСПО.
• 5. Обеспечить обязательную съемку динамограмм после каждого подземного ремонта скважин с ШГН.
• 6. Обеспечивать полное и качественное проведение технологических операций, следить за исправностью и работой дополнительного оборудования скважин.

Оптимизация работы скважин эксплуатируемых УСШН Цели оптимизации Под оптимизацией работы уже эксплуатируемых установок понимается решение задач, связанных с подбором только некоторых узлов установки и режимных параметров. В качестве критерия оптимальности при сопоставлении возможных вариантов компоновки оборудования может быть использован минимум условных затрат на подъём нефти из скважины. Т. е. цель нашей оптимизации работы установки будет заключаться в подборе УСШН по производительности.

Производительность УСШН (объемная подача насоса) обеспечивает заданный режим работы скважины, является основным критерием характеризующим работоспособность насоса. Фактическая производительность определяется коэффициентом подачи. Коэффициент подачи насоса определяется конструктивным исполнением насоса и технологическими характеристиками скважины. Для группы месторождений экспериментально установлен при оптимальных условиях коэффициент подачи равен 0,65 — 0,75.

При снижении фактического коэффициента подачи насоса до 0,4 и менее, технологической службой ЦДНГ проводятся мероприятия по установлению причины снижения производительности насоса: оценивается работа насоса по динамограмме, изменение динамического уровня, при необходимости производится промывка клапанов, опрессовка НКТ, профилактика парафиноотложений и т. д. По результатам эффективности выполненных мероприятий и определения причины снижения производительности принимается решение о дальнейшей эксплуатации УСШН.

Эксплуатация УСШН с коэффициентом подачи менее 0,3 запрещается.

Тем не менее часть установок эксплуатируется с к.п. 0,3 и менее, в связи с чем происходит увеличение удельного расхода электроэнергии. Рост удельного расхода электроэнергии с уменьшением к.п. происходит по гиперболической зависимости. При уменьшении к.п. со 0,9 до 0,6 рост у.р.э. незначителен (4−12 Втч/(тм)). При дальнейшем уменьшении к.п. (<0,5), у.р.э. резко увеличивается (45−90 Втч/(тм)). Если учесть, что себестоимость добычи нефти почти на 40% определяется затратами на электроэнергию, то становится очевидным, насколько важен подбор насосов и технологический режим работы в целом.

ПодборУСШН по производительности и глубине спуска Подбор УСШН определяется:

выбором типоразмера насоса и параметров откачки с учетом группы посадки и напора УСШН;

выбором глубины спуска УСШН, с учетом динамического уровня, кривизны ствола скважины, а также прочности колонны штанг;

прочность колонны штанг задает предельную глубину спуска и определяется сопоставлением допускаемого и фактического приведенного напряжения в штангах;

допускаемое приведенное напряжение в штангахпр доп; МПа определяется маркой стали и видом термической обработки материала штанг. Конкретные значения определяются по паспортным и справочным данным. Для промышленно выпускаемых отечественных штанг, значения пр доп находятся в пределах 60−170 МПа.

фактического приведенного напряжения в штангахпр; МПа определяется условным диаметром плунжера, диаметром и весом в жидкости насосных штанг, гидростатической нагрузкой столба жидкости в НКТ, конструкцией ствола скважины.

Приведенное напряжение в колонне штанг возрастает при увеличении: типоразмера насоса, глубины спуска штанг удельного веса и вязкости жидкости, устьевого давления, сил трения, длины хода и числа двойных ходов плунжера, снижении динамического уровня, при наличии гидратопарафиноотложений в НКТ, мехпримесей в насосе непрямолинейности плунжерной пары. Наличие скребков-центраторов на штангах также приводит к увеличению приведенного напряжения в колонне штанг.

Подбор оборудования УСШН производится при каждом ремонте скважины. Подбор типоразмера ШСНУ рекомендуется производить по производительности насоса соответствующей длине хода плунжера L=2,5 м, с числом двойных ходов плунжера N=4−6 мин-1.

При выборе режима откачки УСШН предпочтение отдается максимальной длине хода при минимальном числе двойных ходов плунжера.

При эксплуатации УСШН погружение под динамический уровень (hпогр) должно составлять для скважин с обводненностью более 50- 350 м (из расчета обеспечения давления на приеме насоса Рпр=3,0 МПа), для скважин с обводненностью до 50 — 430 метров (из расчета обеспечения давления на приеме насоса Рпр=3,5 МПа).

Методика подбора оборудования и режима работы УСШН Методика Девликамова-Зейгмана Выбор глубины погружения насоса под уровень жидкости.

От того, насколько правильно будет выбрана глубина погружения насоса, во многом зависит эффективность и надежность работы всей УСШН. Глубина погружения насоса под уровень обуславливается содержанием свободного газа в нефти. Так, при обводненности продукций скважину более 80% или низких значениях газового фактора рекомендуется при дебитах до 100 м3/сут и вязкости откачиваемой жидкости не более 104 м2/с принимать величину погружения насоса под динамический уровень равной 20…50 м. Во многих нефтяных районах установлены минимально допустимые величины давления у приема насоса. Например, рекомендуется для угленосных девонских залежей Башкирии, Татарии давление у приема насоса выбирать в пределах 2,0…3,5 МПа. На малоисследованных и новых месторождениях давление у приема насоса может быть принято равным 30…40% от давления насыщения нефти газом.

Выбор типа и размера штангового скважинного насоса При выборе типа насоса следует при больших глубинах спуска насоса в скважину отдавать предпочтение вставным насосам, несмотря на большую их стоимость по сравнению с невставными насосами. Группу посадки насоса выбирают в зависимости от вязкости, обводненности и температуры откачиваемой жидкости и глубины спуска насоса. Так, насосы с группой посадки 0 и 1 рекомендуется использовать для откачки легких, маловязких нефтей с глубин, превышающих 1200 м, в скважинах с повышенными устьевыми давлениями. Насосы II группы посадки применяются для откачки жидкостей малой и средней вязкостей при температуре до 60 °C с глубин до 1200 м; насосы III группы посадки изготавливаются только по требованию заказчика и применяются для откачки высоковязких жидкостей, а также жидкостей с высокой температурой или повышенным содержанием песка и парафина.

При значительном содержании в продукции скважины песка и свободного газа на приеме насосов предусматривают установку «хвостовиков» или специальных якорей.

Компоновка клапанных узлов насосов выбирается в зависимости от величины скорости откачки: при скорости откачки Sn 34 целесообразно применение клапанных узлов с увеличенным проходным сечением (это же относится и к откачке высоковязких жидкостей). Предварительно диаметр насоса и число качаний можно выбрать по диаграмме А. Н. Адонина.

Расчет характеристик газожидкостной смеси у приема насоса Данная методика предусматривает определение таких характеристик, как коэффициент сепарации газа, трубный газовый фактор и уточненное давление насыщения нефти газом.

Под коэффициентом сепарации газа у приема погружного оборудования скважины понимают отношение объема (объемного расхода газа, ушедшего в затрубное пространство), к общему объему (объёмному расходу) газа у приема погружного оборудования при данных термодинамических условиях. Сепарация газа у приема погружного оборудования приводит и изменению физических характеристик флюидов: давления насыщения, плотности, объемного коэффициента и других. Поэтому коэффициент сепарации определяет как эффективность работы скважинного насоса, так и особенности применяемого оборудования; характер распределения давления в НКТ и затрубном пространстве, целесообразность применения газосепараторов, оптимальную область применения хвостовиков, пульсации и т. д. Для определения коэффициента сепарации газа у приема штангового скважинного насоса рекомендуется следующая зависимость;

где: Dэ — диаметр эксплуатационной колонны скважины;

— коэффициент сепарации газа у открытого приема насоса при расходе жидкости у приема равной нулю;

— относительная скорость всплытия газовых пузырьков в жидкости, м/с, По данным И. Т. Мищенко и А. С. Гуревича, при обводненности продукции.

а при >0,5 =0,17. Величина находится из соотношения.

Расход жидкости при давлении, рассчитывает по формуле.

В случае сепарации части свободного газа в затрубное пространство газовый фактор внутри НКТ оказывается меньшим, чем газовый фактор пластовой нефти, и определяется по формуле.

Новое значение давления насыщения Р’нас, соответствующее газовому фактору внутри НКТ, находится из условия.

Если давление у приема насоса Рпр>Рнас, то свободный газ на приеме насоса и.

; ;.

Определение давления на выкиде штангового насоса Глубина спуска насоса в скважину и давление на выкиде насоса легко определяется с помощью кривых распределения давления вдоль ствола скважины и по НКТ. Рассмотрим это. Пусть в результате расчетов параметров газожидкостной смеси при различных термодинамических условиях и потерь давления при подъеме продукции по стволу скважины построены линии распределения давления по обсадной колонне — от забоя до уровня жидкости в стволе скважины (линия 1) и вдоль колонны НКТ — от устья скважины до уровня, соответствующего Нсп (линия 2), смотри рисунок 1, в соответствии с положениями п. 2.1 произведем выбор глубины погружения насоса под уровень жидкости (Нсп) и давления у приема насоса (Рпр) — т. А. Расстояние по горизонтали от т. А до т. В, лежачей на линии изменения давления вдоль НКТ в определенном масштабе, позволяет определить давление на выкиде насосе Рвык и перепад давления РН, который должен сообщить потоку насос, чтобы скважина работала с заданными дебитом, забойным давлением и давлением на устье скважины. Кривые на рисунке 1 могут быть дополнены кривыми распределения температуры по обсадной колонне и НКТ, свободного газосодержания, объемного коэффициента и других параметров, получаемых в результате расчетов.

Примечание: если при расчете кривой изменения давления вдоль колонны НКТ конструкция штанговой колонны не определена, то рекомендуется выбирать диаметр штанг ориентированно по диаметру плунжера насоса:

для: Dпл 0,038 м. dшт=0,016 м.

0,038Dпл 0,056 м. dшт=0,019 м.

Dпл =0,056 м. dшт=0,022 м.

Dпл>0,068 м. dшт=0,025 м.

Определение потерь давления в узлах клапанов насоса При течении продукции нефтяных скважин через узлы всасывающих и нагнетательных клапанов часть энергии тратится на преодоление местных сопротивлений. Это уменьшает коэффициент наполнения насоса и ведет к появлению сжимающих нагрузок в нижней части колонны насосных штанг. При расчете максимальной величины перепада давления в клапане Ркл рекомендуется пользоваться данными экспериментальных исследований А. М. Пирвердяна и Г. С. Степановой.

Ими приняты следующие допущения:

— при наличии в потоке жидкости, проходящей через клапан, свободного газа в качестве расчетной используется максимальная скорость смеси (без учета относительной скорости фаз);

при откачке обводненной нефти не образуется высоковязкой эмульсии.

Расчет ведут в следующем порядке:

а) расход смеси через клапан определяется как:

где: P i — давление, соответствующее Рпр для всасывающего клапана и Рвык для нагнетательного клапана;

ж (Pi) и г (Pi) соответственно расходы жидкости и газа при давлении Рi, м3/с. Для подсчета расхода (P) применяется формула (5.1.3), а расход газа r (Pi) определяется как.

где: z — коэффициент сжимаемости газа;

Тскв — температура в скважине, К;

рa — атмосферное давление, Па;

То = 273 К .

Следует учитывать, что если то свободный газ в потоке жидкости отсутствует, т. е. ;

б) максимальная скорость движения перекачиваемой газожидкостной смеси в седле клапана с учетом неравномерности движения плунжера равна.

где — диаметр отверстия в седле клапана, м;

в) рассчитывается число Рейнольдса для потока смеси в отверстии клапана:

где — кинематическая вязкость жидкости, м /с;

• г) определяют коэффициент расхода клапана данного типа в зависимости от числа Рейнольдса. Замечание: при подсчете, если Re<10, то расчет не производится из-за отсутствия надежных экспериментальных данных;
• д) находят перепад давления в клапане:

где: -плотность дегазированной жидкости, определяемой из соотношения:

е) после определения потерь давления во всасывающем и нагнетательном клапанах находят величины давления в цилиндре насоса.

при всасывании () и нагнетании ():

а так же перепад давления, который необходимо создавать насосом для обеспечения подъема жидкости на поверхность;

По величине потерь давления во всасывающем клапане можно оценить минимально необходимое давление на приеме насоса (минимальную глубину погружения насоса под динамический уровень), когда откачиваемая продукция не содержит свободного газа:

где: — упругость паров откачиваемой жидкости, Па;

— давление газа в затрубном пространстве на глубине динамического уровня (Па), рассчитываемого по формуле.

тогда минимально необходимое погружение насоса под динамический уровень будет.

Перед определением коэффициента наполнения насоса вначале по формулам А. Я. Пирвердяна оцениваются утечки в зазоре плунжер-цилиндр. Для ламинарного режима течения жидкости в зазоре и в случае применения неизношенного насоса величина утечек определится как.

где , — плотность (кг/м3) и кинематическая вязкость (м2/с) откачиваемой жидкости;

— длина плунжера, которая может быть равной 1,2; 1,5и 1.8 м;

— относительный эксцентриситет расположения плунжера в цилиндре, т. е. отношение расстояния между их центром к величине (0<�Сэ<1);

— средняя скорость движения плунжера; м/с.

При турбулентном режиме течения жидкости в зазоре плунжер-цилиндр утечки приближенно можно оценить по следующей зависимости:

Для оценки характера движения жидкости в зазоре плунжер-цилиндр рекомендуется пользоваться критический значением числа Рейнольдса, равного Reкp=1000. В этом случае условием сохранения ламинарного режима будет.

Величина зазора выбирается в зависимости от условий работа насоса в соответствии с группами посадки плунжера.

После определения утечек производится расчёт коэффициента наполнения глубинного насоса. Рекомендуется для подсчета коэффициента наполнения пользоваться методом МИНГ. Согласно этой методике расчеты выполняются в следующей последовательности:

а) если, то газ в цилиндре насоса находится в растворенном состоянии и коэффициент наполнения насоса будет.

где.

б) если (- давление насыщения с учетом сепарации газа у приема насоса), в цилиндре насоса при ходе плунжера, вверх имеется свободный газ. В этом случае возможны три поведения газожидкостной смеси в цилиндре штангового насоса:

Первый вариант; нефть, газ и вода равномерно распределены в цилиндре, а процесс растворения и выделения газа из нефти равновесный. Коэффициент наполнения определяется по следующей зависимости:

где:

а коэффициент зависит от соотношения между давлением нагнетания и давлением насыщения.

Если давление в цилиндре насоса при нагнетании, то это означает, что не весь свободный гае переходит в раствор.

В этом случае.

где — отношение объема вредного пространства к объему (), описываемому плунжером при ходе вниз (допускается =0,1);

(5.1.26).

 — соответственно объемный коэффициент откачиваемой жидкости и воды при давлении. При расчетах допускается принять .

Если же , а процесс растворения газа в нефти — равновесный, то к моменту открытия нагнетательного клапана весь газ перейдет в раствор. Для этого случая.

Второй вариант: процесс растворения газа в жидкости настолько не равновесный, что растворимостью газа в нефти при изменении давления от до можно пренебречь; сегрегация фаз отсутствует (т.е. вода, нефть и газ равномерно распределены в объеме цилиндра). Коэффициент наполнения тогда определяется:

Третий вариант: принимается, что процесс растворения газа неравновесный и растворимостью газа можно пренебречь. Кроме того, вредное пространство цилиндра насоса в конце хода плунжера вниз полностью заполнено жидкостью. В этом случае коэффициент наполнения определяется.

Рассмотренные варианты состояния газожидкостной смеси являются предельными. На практике поведение газожидкостной смеси в насосе отличается от разобранных ситуаций из-за гравитационного разделения воды, нефти и газа в начале хода плунжера вверх. Однако с достаточной степенью точности можно установить границы изменения коэффициента наполнения. Максимальным значением будет величина, а минимальное значение определяется характером поведения газожидкостной смеси. Среднее значение коэффициента наполнения для каждого из рассмотренных случаев будет.

где i=1,2,3.

Максимальное абсолютное отклонение реального коэффициента наполнения от вероятного определится:

Для учета усадки нефти в насосе при изменении давления от до давления в сепарирующем устройстве вводится коэффициент, учитывающий усадку нефти:

где — коэффициент усадки нефти от давления до .

С учетом определенного коэффициента наполнения насоса далее рассчитывается производительность насоса, обеспечивающая запланированный объем добычи нефти:

Задаваясь величиной диаметра насоса и числом качаний n, начиная с минимальной величины, которая определяется на действующих стандартов на станки-качалки, рассчитываем длину хода плунжера:

Если получившаяся длина хода плунжера оказалась больше, чем максимально допустимая, которая выдается, исходя, из параметров станков-качалок нормального ряда, то число качаний увеличивается на 1 и расчет величины S повторяется.

В случае, когда условие не может быть выполнено одновременно с условием, то требуемая производительность не может быть обеспечена насосом заданного диаметра с помощью существующих станков-качалок и расчет повторяется при новом — большем значении.

Анализ ремонтов по скважинам с УЭЦН.

Фонд скважин с УЭЦН по НГДУ «Аксаковнефть» на 01.01.2005 года составил 311 скважин. На ту же дату 2000 года составляло 285 скважин. Увеличение произошло на 26 скважин. В основном, это скважины, пущенные из консервации и бездействия. По типам установок распределение за 5 лет следующее (таблица 2.8) :

Средняя подвеска установок составляет 1420 м.

За последние 5 лет произошло некоторое перераспределение установок с большим дебитом в сторону установок с меньшей производительностью. Это обусловлено тем, что, во первых, наше НГДУ является одним из немногих, где эксплуатация скважин (Шкаповского месторождения) производится установками большой производительности и, исходя из средней глубины подвески насосов, — с высокими напорами. Но в течении 5 лет поставка нового оборудования данного типа составляла по насосам не более 4 — 6%, новые ПЭД приобретались только в 1998 году — 10,4% и в 2000 году — 46% (табл. 2.8). При отсутствии нового оборудования доля отказа ремонтных двигателей мощностью 63, 90, 125 кВт составляла более 50% от всех отказов. В связи с этим приходится сокращать высокодебитный фонд скважин и производить деоптимизацию скважин.

Таблица 2.8 Распределение установок по типоразмерам.

Типоразмер установки по дебиту.	Количество скважин.
До 50.
80−160.
200−400. тоже в % от фонда.	110 38	100 34	96 32	79 27	78 25

Динамика МРП за последние 6 лет:

1995 г.	= 617.
1996 г.	= 641.
1997 г.	= 708.
1998 г.	= 651.
1999 г.	= 599.
2000 г.	= 634.

За период 2000 года МРП работы скважин с установками ЭЦН составил 634 сут. В сравнении с 1999 годом произошло увеличение на 35 сут., но, тем не менее, в 1997 году МРП составлял 708 сут. В основном, это связано с долей нового оборудования в общем фонде скважин. Улучшение обстановки по обеспечению новым оборудованием произошло только за истекший год. За период 1996 — 1999 года доля обновления составляла 8 — 13% от всего фонда скважин. Согласно техническим условиям по эксплуатации УЭЦН срок эксплуатации установлен 5,5 лет или обновление должно составлять18% в год. Также необходимо отметить и то, что новое оборудование поставляется не в комплекте (как было раньше). И поэтому приходится комплектовать новое оборудование со старым и по этой причине новое оборудование выходит из строя, не отработав гарантийного срока (в частности, при компоновке нового ПЭД со старой гидрозащитой выход последней из строя влечет за собой отказ двигателя). По этой причине за 2000 год количество ПЭД, поднятых со снижением изоляции, из общего количества составило 34%. Из этого количества 41% - по новым ПЭД и 34% - по ремонтным. Из количества ремонтных установок 33% относится на текущий ремонт (ПРЦЭПУ-3) и 35% на капремонт (НЗНО). Снизилась также наработка и составила 330 сут. по новым и 511 сут. по ремонтным установкам. Из цифр видно, что новые ПЭД работают хуже и эта ситуация наблюдается не только в НГДУ «Аксаковнефть», но и в других нефтегазодобывающих управлениях АНК «Башнефть». Видимо, качество закупаемого оборудования не столь хорошее.

Исходя из вышеизложенного, можно сделать вывод, что снижение количества нового оборудования привело к ухудшению показателей (рисунок 11). Количество скважин, не отработавших 360 сут постепенно увеличивается с 41% в 1996 г. до 55% в 2000 г., также увеличилась доля ремонтов по причине ПРЦЭПУ-3 с 30% до 40%, в том числе по причине отказа ПЭД с 38% до 48%.

Изменение доли новых установок в фонде скважин.

• 1996 г. — 9%
• 1997 г. — 13%
• 1998 г. — 9%
• 1999 г. — 8%
• 2000 г. — 16%.

Согласно стандарту предприятия по расследованию причин отказов УЭЦН, расследованию подлежат установки, не отработавшие 1 года (365 сут). Для более детального анализа ЦПРС, ПО совместно с ПРЦЭПУ-3 расследуют все проводимые ремонты с УЭЦН.

Количество ремонтов по причине НГДУ по не отработавшим скважинам снизилось с 70% в 1996 г. до 56% в 2000 г. Но, тем не менее, количество ремонтов по причине засорения насоса возросло с 19 рем. до 34 рем. В частности, по причине отложения солей с 2 рем. до 12 рем и по причине засорения мехпримесями с 4 до 11 рем.

Причины: По отложениям солей 4 ремонта произведены на скважинах по причине образования солей из-за возникновения негерметичности эксплуатационной колонны по скважинам Шкаповского месторождения. (старение фонда скважин). Остальные ремонты — по скважинам с высоким содержанием солей в пластовой воде и склонным к отложению солей. Согласно разработанным мероприятиям по борьбе с солеотложением, при плане 55 скважинообработок выполнено 45 обработок ингибиторами солеотложений «Инкредол» и «ДПФ». Не выполнено 10 обработок ингибитором «ДПФ» по причине его отсутствия.

Засорение мехпримесями: в 5 случаях из 11 — это засорение сульфидами железа, являющимися продуктами коррозии глубинно-насосного оборудования и обсадной колонны скважины. В 6 случаях — песком, выносимым из призабойной зоны пласта в процессе её разрушения. Хотя, согласно РД по эксплуатации УЭЦН, после 3 — 4 спуска-подъема УЭЦН производятся промывки забоя скважин.

Ремонты с отложениями АСПО, в основном, проводились на скважинах Яновского нефтяного месторождения, осложненного высоким содержанием АСПО и большим газовым фактором добываемой нефти. Снижение данного вида ремонта связано с выполнением мероприятий по борьбе с отложениями АСПО в скважинах с УЭЦН. За истекший год на скважинах установлено 5 установок депарафинизации скважин, проведены испытания растворителя АСПО марки ПАЛР-0 на 6 скважинах.

Благодаря работе установки по ремонту и отбраковке труб НКТ на базе цеха ПРЦЭО количество ремонтов по причине негерметичности НКТ из года в год снижается, хотя получение новых труб с 1996 года снижено в 2,5 раза. Но, тем не менее, остается большим (9 рем). Ремонты проведены по скважинам с НКТ б/у. Во всех случаях — негерметичность по резьбам.

Остальные виды ремонтов остались на уровне.

По результатам расследований выхода из строя установок установлено (таблица 2.9) .

Таблица 2.9 Причины выхода скважин с УЭЦН в ремонт.

Годы
Причины ремонтов.
Всего ремонтов.
Из них количество скважин не отработавших 360 сут. Тоже в %.	86 41	72 49	95 52	86 46	114 55
Из них: по причине ПРЦЭПУ-3. то же в %.	26 30	32 44	40 42	36 42	46 40
отказ ПЭД тоже в %.	10 38	12 39	20 48	21 58	22 48
— отказ насоса.
— отказ гидрозащиты.
— отказ кабеля.
— прочие.
по причине НГДУ то же в %.	60 70	40 56	53 56	50 58	64 56
Засорение насоса В том числе.
— отложениями АСПО — отложениями солей — засорение мехпримесями	13 2 4	12 6 2	9 10 3	10 9 11	11 12 11
Негерметичность НКТ.
Мехповреждение кабеля.
Коррозия установки ЭЦН.
Неисправность оборудования ЭМЦ
Капремонт скважин.
Перевод в другие категории.
ГТМ.
Снижение динамического уровня.
Прочие.
Продолжение таблицы 2.9.
Причина не установлена.
Отработали 360 сут.
В том числе свыше 3 лет.
По причине ПРЭЦПУ-3.
По причинге НГДУ.
Засорение насоса В том числе.
— отложениями АСПО — отложениями солей — засорение мехпримесями	7 12 6	3 6 9	8 8 7	10 10 0	4 6 0
Негерметичность НКТ.
Мехповреждение кабеля.
Коррозия установки ЭЦН.
Неисправность оборудования ЭМЦ
Капремонт скважин.
Перевод в другие категории.
В настоящее время для ликвидации таких аварий используется ловитель штанг плунжерный модернизированный ЛШПМ2. Этот ловитель предназначен для ловли за головку оборвавшихся или отвинтившихся насосных штанг в колонне 73, 89,114 мм насосно-компрессорных труб и извлечения их на поверхность. Корпус ловителя представляет собой полый цилиндр с наклонно срезанной верхней частью. В нижнюю часть корпуса ввинчен стакан, верхний конец которого является опорой для вилки, а нижний конец имеет внутреннюю фаску для облегчения ввода извлекаемой штанги во внутреннюю полость ловителя. В корпусе имеется окно для вилки, шарнирно соединенной с корпусом пальцем. К корпусу прикреплена пластинчатая пружина, предназначенная для принудительного опускания вилки. Вилки сменные, их применяют в ловителе с учетом диаметра извлекаемой штанги, размера зева вилки в соответствии размерам головки извлекаемой штанги. Ловители ЛШПМ выпускают трех условных размеров: 2,5, 3, 4. Они предназначены для выполнения ловильных работ в следующих условиях: ЛШПМ2−2,5: штанги 16 и 19 мм в трубах 73 мм; ЛШПМ2−3: штанги 16,19,22 мм в трубах 89 мм; ЛШПМ2−4: штанги 22 и 25 мм в трубах 114 мм. При спуске такого ловителя высаженная часть или муфта верхней штанги ловимой колонны поднимают вилку и свободно проходят вверх, после чего пластинчатая пружина возвращает вилку в горизонтальное положение. При движении ловителя вверх высаженная часть штанги ложится на вилку, прижимая ее к корпусу ловителя, и ловимая колонна штанг поднимается вместе с ловителем. Применение ловителя ЛШПМ-2 позволило сократить время на вызов подачи, уменьшить срок освоения скважины за счет исключения замены объема. Повышается экологическая безопасность, так как подъем насосно-компрессорных труб до замены замковой опоры производится без жидкости. На скважинах, оборудованных УЭЦН с подачей 20,30,50м3/сут, невозможно произвести горячую промывку или обработку реагентами, так как невозможно добиться циркуляции через насос в силу его конструктивных особенностей, вследствие чего такие скважины быстро запарафиниваются и выходят в ремонт. Для решения данной проблемы в НГДУ «Аксаковнефть» разработан и внедрен перепускной гидроуправляемый клапан. Клапан устанавливается на колонне НКТ, ниже зоны отложения парафина, но выше обратного клапана, на глубине 800- 1000 м. Клапан состоит из корпуса 4 (рисунок 7), головки, состоящей из двух половин 3 и 5, винтов 2 и шарика клапана 1. В корпусе клапана имеется рабочий канал b, перепускной канал c и выходной канал d. Головка клапана имеет торовидный канал a и выкидной канал e. Принцип работы клапана: при работе УЭЦН откачиваемая жидкость проходит по каналам b-a-е и далее по колонне НКТ.(Шаик клапана закрывает вход d После остановки УЭЦН для депарафинизации лифта НКТ, в затрубное пространство предварительно агрегатом закачивается задавочная жидкость для того, чтобы открылся клапан. При достижении в затрубном пространстве на уровне клапана давления, превышающего давление в НКТ на этом же уровне, шарик клапана переместится по каналам c-е-b и остановится на заплечике канала b. Тем самым, канал лифта НКТ через каналы е-с-d сообщится с затрубным пространством. После этого можно производить прямую и обратную промывки горячим агентом или обработку реагентом против АСПО. После окончания обработки лифта НКТ и включения УЭЦН в работу шарик по каналам b-а-с возвратится в первоначальное положение и перекроет канал с-d, а добываемая жидкость будет проходить по каналам b-а-е. Таким образом, перепускной гидроуправляемый клапан позволяет неоднократно производить депарафинизацию НКТ без подъема их на поверхность. Данный клапан экспериментально был установлен на скважине 1300 «Яновка» в сентябре 1999 года, скважина работает до сих пор, тогда как до его установки подземные ремонты из-за отложения парафина на этой скважине производились по два раза в год. Кроме того, в случае выхода скважины в ремонт по другим причинам, т. е. не из-за отложения парафина, время проведения ремонта сокращается, в среднем, на 10 часов, так как сокращаются операции: пропарка НКТ и уборка замазученности после ПРС. Внедрение данного клапана можно рекомендовать еще на пятнадцати скважинах, оборудованных подобными УЭЦН и осложненных отложениями парафина. Дебит всех предлагаемых скважин составляет, в среднем 28−40 мз/сут, отложения парафина наблюдаются в интервале 0−1000 м (таблице 2.16). Таблица 2.16 Скважины, рекомендуемые для внедрения перепускного гидроуправляемого клапана. Номер Скважины. Месторож; Дение. Пласт. Дебит, Мз/сут. Обводнен; ность,%. Длина подвески. Зона отложе-ния парафина. Яновское. DIV. 0−1000. Яновское. DIV. 0−870. Яновское. DIV. 0−900. Яновское. DIV. 0−900. Яновское. DIV. 0−900. Шкаповское. DI. 0−650. Шкаповское. DI. 0−750. Шкаповское. DI. 0−800. Шкаповское. DIV. 0−800. Шкаповское. DIV. 3,0. 0−670. Шкаповское. DI. 0−650. Шкаповское. DI. 0−850. Белебеевское. DIV. 0−900. Спартакское. DI. 0−800. Спартакское. DIУ. 9,0. Б/в. 0−850. Как показывают расчеты (таблица 2.18), это позволит снизить суммарную продолжительность и количество ремонтов по этим скважинам на 150 бр/ч и 15 ремонтов соответственно и добыть дополнительно 19,06 т. нефти (табл. 3.5).