Добыча нефти из скважин - Геология, гидрология и геодезия курсовая работа

Орогидрография Самотлорского нефтяного месторождения. Тектоника и стратиграфия. Коллекторские свойства продуктивных пластов. Свойства нефти, газа и воды в пластовых условиях. Технология добычи нефти. Методы борьбы с осложнениями, применяемые в ОАО "СНГ".


посмотреть текст работы


скачать работу можно здесь


полная информация о работе


весь список подобных работ


Нужна помощь с учёбой? Наши эксперты готовы помочь!
Нажимая на кнопку, вы соглашаетесь с
политикой обработки персональных данных

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Самотлорское нефтяное месторождение административно расположено на территории Нижневартовского района Ханты-мансийского автономного округа Тюменской области, в 750 км к северо-востоку от города Тюмени.
Рельеф местности слабо пересеченный, с абсолютными отметками от -43 м на пойменных участках до -76 м в центральной части водораздела.
Из двух рек, протекающих на территории месторождения, судоходна только одна река - Вах, окаймляющая восточную и северо-восточную части месторождения. Ширина среднего течения -0,5 м/сек. Навигация начинается во второй половине мая и заканчивается в середине октября. Река Ватинский Еган, расположенная на северо-западе месторождения, не судоходна.
В течение зимнего периода многие болота, озера и таежные речки промерзают плохо и труднопроходимы. Грунтовые воды на участке работ находятся на глубине 2-12 м от дневной поверхности.
Растительность представлена смешанным лесом с преобладанием хвойных и тальниковых кустарников, растущих, главным образом, по берегам дневной поверхности.
Климат района резко континентальный, с коротким теплым летом (наиболее высокая температура +30 градусов Цельсия) и долгой суровой зимой. Продолжительность зимнего периода с ноября по апрель, характерны метели и снегопады, среднесуточная температура воздуха в январе -25 градусов Цельсия, толщина ледяного покрова достигает 1 м на реках и 3 м на озерах.
Наибольшее количество осадков выпадает в теплое время в июле - августе и в холодное время в декабре - январе. Общее количество осадков в год достигает 400 мм.
Кроме нефти и газа на территории месторождения имеются другие полезные ископаемые, такие как торф, глина, строительные пески и другие.
В геологическом строении Нижневартовского свода, где расположено Самотлорское месторождение, принимают участие породы доюрского фундамента, мезо-кайнозойских терригенных отложений платформенного чехла. В разрезе последних выделяются юрские, меловые, палеогеновые и четвертичные образования.
Палеозойский фундамент на месторождении представлен сильно метаморфизованными глинистыми и глинисто-слюдистыми сланцами. Максимальная вскрытая толщина этих пород на месторождении составляет 87 метров. Породы юрской системы залегают с резким угловым несогласием на породах фундамента и представлены тремя отделами.
Тюменская свита (нижняя и средняя юра) представлена неравномерным чередованием аргиллитов, алевролитов и песчаников. Толщина отложений тюменской свиты составляет 220-250 метров.
Верхняя юра представлена преимущественно морскими осадками васюганской свиты, толщиной 50-60 метров, георгиевской свиты, толщиной до 4 метров и баженовской свиты, толщиной до 20 метров.
Меловая система представлена нижним и верхним отделами, сложены морскими, прибрежно-морскими и континентальными осадками.
Нижнемеловые отложения представлены на рассматриваемой территории породами Мегионской, Вартовской, Алымской, низов Покурской свит.
Нижняя часть Мегионской свиты, сложена аргиллитами серыми и темно-серыми. На них залегает ачимовская толща, представленная переслаинием песчаников, алевролитов и аргиллитов. В пределах площади пласты песчаников менуются пластами БВ 1 а БВ 19-22 являются промышленно нефтеносными. Толщина достигает 80 метров.
Палеогеновая система состоит в нижней части, в основном, из глин морского происхождения (талицкая, люлинворская, чеганская свиты), толщина которых составляет 280-320 метров, выше залегают континентальные осадки переслаивание глин, песков, бурых углей с остатками древесины (атлымская, новомихайловская, журавская свиты). Толщина осадков 235-240 метров.
1.3 Коллекторские свойства продуктивных пластов
Проницаемостью горных пород называют их способность пропускать жидкость или газ под действием перепада давления. Наибольшая проницаемость по пласту АВ 4-5 наименьшая по пласту АВ 1-3 .
Таблица 1.1-Коллекторские свойства продуктивных пластов
В целом по коллекторским свойствам пород продуктивных пластов Самотлорского месторождения можно сделать вывод.
Степень насыщения нефти газом характеризуют, используя понятие давления насыщения, под которым понимают максимальное давление, при котором газ начинает выделяться из нефти при ее изотермическом расширении.
Таблица 1.2-Свойства нефти, газа и воды в пластовых условиях
Одним из основных показателей товарного качества нефти является плотность нефти. Нефть Самотлорского месторождения имеет плотность до 880 кг/м 3 и относится к легкой нефти. Такая нефть служит ценным сырьем для производства моторных масел.
2. Технико-технологический раздел
2.1 Технология добычи нефти УШГН, краткая характеристика оборудования
В основу способа эксплуатации скважин штанговыми насосами положено использование объемного насоса возвратно поступательного действия, спускаемого в скважину и приводимого в действие приводом, расположенным на поверхности. Привод и скважинный насос соединены вместе посредством механической связи. Весь этот комплекс оборудования называют установкой штангового глубинного насоса (УШГН).
Обвязка устья скважины, станок-качалка, насосно-компрессорные трубы, насосные штанги, штанговый скважинный насос, различные защитные устройства (газовый или песочный якорь, фильтр и т.д.)
Скважинная штанговая установка состоит из привода, устьевого оборудования, колонны насосных штанг, колонны насосно-компрессорных труб, скважинного насоса и вспомогательного подземного оборудования. В отдельных случаях какой-либо из элементов может отсутствовать, тогда его функцию выполняют другие элементы УШГН.
В большинстве УШГН (рис. 2.1) в качестве привода применяют балансирные станки-качалки. Балансирный станок-качалка состоит из рамы, установленной на массивном фундаменте. На раме смонтированы стойка, на которой с помощью шарнира укреплен балансир, имеющий на одном конце головку, на другом - шарнир, соединяющий его с шатуном. Шатун соединен с кривошипом, укрепленном на выходном валу редуктора. Входной вал редуктора посредством клиноременной передачи соединен с электродвигателем. Головка балансира соединена с колонной штанг с помощью канатной подвески.
Колонна насосных штанг соединяет канатную подвеску насоса с плунжером глубинного насоса. Колонна собирается из отдельных штанг. Штанги имеют длину от 6 до 10 м, диаметр от 12 до 25 мм и более, соединяются друг с другом посредством муфт. Полированный шток имеет поверхность, обработанную по высокому классу чистоты, иногда его называют первой или сальниковой штангой. Колонна насосно-компрессорных труб служит для подъема пластовой жидкости на поверхность и соединяет устьевую арматуру с цилиндром глубинного насоса. Она составлена из труб длиной по 8-12 м, диаметром 48-114 мм, соединенных трубными муфтами.
При работе УШГН энергия от электродвигателя передается через редуктор к кривошипно-шатунному механизму, преобразующему вращательное движение выходного вала редуктора через балансир в возвратно-поступательное движение колонны штанг. Связанный с колонной штанг плунжер также совершает возвратно-поступательное движение.
Приводом штангового скважинного насоса является станок-качалка (СК), который предназначен для преобразования энергии двигателя в механическую энергию колонны насосных штанг, движущихся возвратно-поступательно.
Основные типоразмеры станков-качалок, выпускаемых по разным стандартам, приведены в таблице 2.1.
В верхней части колонны установлен устьевой сальник, герметизирующий насосно-компрессорные трубы. Через сальник пропущена полированная штанга. Оборудование устья скважины имеет отвод, по которому откачиваемая жидкость направляется в промысловую сеть.
Рисунок 2.1 - Скважинная штанговая насосная установка
Таблица 2.1 - Основные параметры станков-качалок
Наибольшая допускаемая нагрузка в точке подвеса штанг, кН
Длина переднего плеча балансира, мм
0,9; 1,2;, 5; 1,8; 2,1; 2,4; 2,7; 3,0
Колонна насосных штанг представляет собой стержень, состоящий из отдельных штанг, соединенных друг с другом резьбовыми соединениями. Колонна насосных штанг передает механическую энергию от привода к скважинному насосу. В отдельных случаях колонна штанг может быть полой, и ее внутренняя полость используется в качестве канала для подъема пластовой жидкости. При этом колонна НКТ может отсутствовать, а цилиндр скважинного насоса фиксируется специальным якорем с пакером.
Штанга представляет собой стальной стержень круглого сечения диаметром 12 (в некоторых источниках указан диаметр 13 мм), 16, 18, 22, 25 мм, с высаженными концами. На концах штанги имеется участок квадратного сечения для захвата под ключ при свинчивании-развинчивании, и выполнена резьба метрическая специальная, причем резьба накатывается. Штанги соединяются между собой муфтами.
ГОСТ 13877-80 предусматривает изготовление штанг номинальной длиной 8000 мм. Для подбора необходимой длины подвески колонны изготовляются укороченные штанги длиной 1000, 1200, 1500, 2000 и 3000 мм [34].
Для соединения штанг одинаковых размеров выпускают соединительные муфты, а штанг разных размеров - переводные муфты. Муфты каждого типа изготовляют в двух исполнениях: с лысками под ключ и без них.
Штанговый скважинный насос (ШГН), как правило, плунжерный, преобразует механическую энергию движущихся штанг в энергию откачиваемой пластовой жидкости.
Скважинные штанговые насосы являются надежным и экономичным эксплуатационным оборудованием нефтяных скважин, широко применяемые для откачки пластовой жидкости (смеси нефти, воды и газа).
Показатели для нормальной работы штанговых насосов:
- температура перекачиваемой жидкости - не более 130 0 С (403 0 К).
- обводненность перекачиваемой жидкости - не более 99%.
- вязкость жидкости - не более 0,025Па·с
- максимальная концентрация механических примесей - до 1,3 г/л
- содержание свободного газа на приеме насоса - не более 10% по объему.
- концентрация сероводорода - не более 50 мг/л.
- водородный показатель попутной воды (рН) 4,2-8.
Штанговый глубинный насос (рис. 2.3) представляет собой одноплунжерный насос с длинным цилиндром, шариковыми клапанами и длинным проходным плунжером. При ходе плунжера вверх он нагнетает жидкость, находящуюся между стенками цилиндра и штангами, а в полость под плунжером поступает жидкость из скважины. При ходе вниз насос нагнетает (выжимает) объем жидкости, равный объему опускающегося в цилиндр штока, т.е. это насос дифференциального действия. По конструкции насосы бывают с щелевым уплотнением зазора между металлическим плунжером и цилиндром и с упругим уплотнением этого зазора - с неметаллической рабочей поверхностью плунжера или со специальными поршневыми кольцами.
Скважинные штанговые насосы делятся на трубные и вставные. У первых цилиндр в скважину спускается на трубах, а плунжер и клапаны - на штангах. Вставные насосы спускаются в скважину в собранном виде на штангах и фиксируются в нижней части колонны НКТ замком (анкером). Ниже насоса при необходимости устанавливается газовый или песочный якорь. В них газ и песок отделяются от пластовой жидкости. Газ направляется в затрубное пространство между насосно-компрессорной и обсадной колоннами, а песок осаждается в корпусе якоря.
Условные диаметры скважинных насосов (плунжеров и цилиндров) выбираются из следующего стандартного ряда: 27 (29 - по ОСТ и ТУ), 32, 38, 44, 50, 57, 63, 70, 95, 120 мм.

Рисунок 2.3 - Конструктивные схемы насосов
Длина плунжера скважинного штангового насоса выбирается в зависимости от требуемого напора насоса (глубины расположения динамического уровня, с которого насос должен обеспечить подъем пластовой жидкости). Плунжеры длиной 1200 мм рекомендуется применять до динамического уровня с глубиной до 1200 м, 1500 мм - до 1500 м, 1800 мм - 1800 м и более.
Современные скважинные штанговые насосы, широко применяемые на промыслах, имеют составной (втулочный) или безвтулочный (цельнометаллический) цилиндр.
Все насосы с металлическим плунжером и цилиндром имеют унифицированные детали. В зависимости от величины зазора между плунжером и цилиндром, выпускаются насосы пяти групп посадок (зазоров между плунжером и цилиндром насоса):
При оснащении скважины насосом группа посадки выбирается в зависимости от вязкости откачиваемой жидкости, содержания в ней песка, размера его частиц и т.д.
Колонна насосно-компрессорных труб служит каналом для подъем откачиваемой пластовой жидкости и обеспечивает удержание на весу цилиндра скважинного насоса.
Для эксплуатации нефтяных и газовых скважин применяются стальные бесшовные насосно-компрессорные трубы различных групп прочности.
Предусматривается изготовление труб по точности и качеству двух исполнений А и Б. Трубы всех типов исполнения А выпускаются длиной 10 м с возможными отклонениями ±5%. Трубы всех типов исполнения Б изготавливаются двух длин: от 5,5 до 8,5 м и от 8,5 до 10 м. По требованию потребителя трубы исполнения Б до группы прочности Е включительно изготавливаются с термоупрочненными концами.
Оборудование устьевое предназначено для герметизации устья и регулирования отбора нефти в период фонтанирования, при эксплуатации штанговыми скважинными насосами, а также для проведения технологических операций, ремонтных и исследовательских работ в скважинах, расположенных в районах с умеренным и холодным климатом.
В оборудовании устья типа ОУ-140-146/168-65Б и ОУ-140-146/168-65БХЛ колонна насосно-компрессорных труб расположена эксцентрично относительно оси скважины, что позволяет проводить, исследовательские работы через межтрубное пространство (рис. 2.4).
Рисунок 2.4 - Оборудование устьевое 1 - крестовина; 2 - конусная подвеска; 3 - резиновые уплотнения; 4 - разъемный фланец; 5 - патрубок; 6 - тройник; 7 - задвижка; 8 - устьевой сальник СУС2; 9, 11 - обратный клапан; 10 - кран; 12 - пробка
В оборудовании применен устьевой сальник с двойным уплотнением. Для перепуска газа в систему нефтяного сбора и для предотвращения излива нефти в случае обрыва полированного штока предусмотрены обратные клапаны.
Вспомогательное подземное оборудование устанавливается в зависимости от особенностей каждой скважины. В комплект могут входить: якорь, фиксирующий низ колонны НКТ относительно эксплуатационной колонны, газовые и песочные якоря или сепараторы для отделения из пластовой жидкости, поступающей на прием скважинного насоса, газа и песка, иногда клапаны-отсекатели пласта.
2.1 Анализ работы УШГН в НПА-4 ОАО  « СНГ »
Установки штанговых глубинных насосов в ОАО «СНГ» работают в осложнённых условиях. УШГН широко применяются для эксплуатации скважин, продукция которых содержит в своём составе значительное количество свободного газа, механических примесей (песка), воды, а также наблюдаются отложения АСПО в подземном оборудовании. Эксплуатация наклонно-направленных скважин УШГН приводит к истиранию колонны НКТ и обрывам штанг.
Скважины Самотлорского месторождения работают в условиях холодного климата, низкие температуры также отрицательно сказываются на работе УШГН. Эти осложнения приводят к частым остановкам, а также поломкам оборудования УШГН.
Действующий фонд УШГН в период с 2008 по 2010 год постоянно уменьшался. Общее количество скважин, оборудованных УШГН, сократилось с 553 до 442 скважин. В НП-4 фонд сократился с 88 до 60 скважин. Наиболее сильное сокращение фонда скважин УШГН зафиксировано в НП-2, с 72 скважин в 2008 году до 32 в 2010 году. В НП-6 количество скважин УШГН наоборот увеличилось, с сорока девяти в 2008 году до шестидесяти в 2010 году.
В период с 2007 по 2010 г. глубина спуска насоса в скважину незначительно увеличилась со среднего значения 1724 метра до 1735 метров, динамический уровень жидкости в скважине опустился с 1435 метров до 1446 метров. Из этих данных следует, что режим работы фонда скважин, оборудованных УШГН, по НПА-4 за данный период почти не изменился. Средние значения глубины спуска и динамического уровня за данный период: L H =1726 метров и Н дин =1444,75 метра.
Забойное давление в скважинах, оборудованных УШГН, понизилось с 5,66 до 4,71 МПа. Это связано с тем, что Самотлорское месторождение находится на последней стадии разработки и выработало свой основной ресурс.
По сравнению с 2008 и 2009 годами в 2010 удельное количество отказов увеличилось, максимальное значение в НП-3 и минимальное в НП-2. В НП-4 удельное количество отказов возросло с 8 в 2008 и 2009 гг. до 13 в 2010 году.
Почти 50% обрывов штанг происходит по телу штанг. 21% обрывов происходит по телу муфты. Количество отворотов штанг снизилось с 15% в 2007 году до 9% в 2009 году, количество обрывов штока плунжера наоборот возросло с 5% в 2007 году до 13% в 2009 году. Менее 5% обрывов происходит в других составляющих колонны НШ, таких как обрыв по резьбе, 2%, обрыв по галтели, 1%, обрыв автосцепа, 1%, обрыв переводника, 1%, обрыв полированного штока, 3%, обрыв подгоночных штанг, 3%, обрыв полуштока СМШК, 4%.
Основной процент отказов УШГН связан со срывом подачи и остановкой скважин для проведения геолого-технических мероприятий, от 23 до 31%, срыв подачи и от 28 до 37%, ГТМ. От 18 до 23% отказов УШГН происходит по причине обрыва штанг. Утечки в клапане, занимающие от 8 до 13% в 2007-2008 гг., в 2009 году возросли до 21%. Меньше всего отказов произошло по причине снижения подачи, клина и негерметичности НКТ.
Чаще всего в скважинах применяются вставные насосы НВ-32, а меньше всего применяют невставные насосы НН-44 и НН-38. 29% насосов это НВ-38, 17% НВ-29 и 12% НВ-44. Из этого следует, что насосы невставного типа на данном промысле почти не применяются.
В результате работ с пластом и перевода скважин на УЭЦН добыча жидкости снизилась от 2008 года на 4,8%, с 2176 тысяч тонн до 2073 тысяч тонн.
Вследствие остановок скважин действующего фонда УШГН по нерентабельности в 2009 году добыча нефти выросла на 1,9%, с 793,6 тысяч тонн до 809,2 тысяч тонн. В процентном соотношении добыча нефти УШГН от всей добычи по СНГ составляет 9,3% Среднесуточный дебит нефти скважин, оборудованных УШГН за 2009 год увеличился с 4,47 тонн до 4,86 тонн или на 8,7%, среднесуточный дебит жидкости скважин за тот же период, так же вырос до уровня 12,46 тонн. Увеличение среднесуточной добычи нефти по скважинам оборудованных УШГН было достигнуто так же за счет проведения ГТМ на 35 скважинах с приростом по добычи.
На фоне значительного сокращения действующего фонда, часторемонтируемый фонд почти не изменился. При сокращении действующего фонда УШГН на 9,3% количество отказов УШГН уменьшилось на 4,6%. Однако количество отказов на 100 скважин действующего фонда увеличилось с 103 до 107 или на 3,7%. На рост количества отказов, приходящихся на 100 скважин действующего фонда, повлияло увеличение отказов по причине «заводской брак» с 5% в 2008 году до 15% в 2009 году. Большому росту отказов препятствовало применение нового дополнительного оборудования для защиты УШГН (НШ с центраторами «Торпедо» и муфтами с протектором в виде оболочки, штанговращатели, направляющие в виде фильтра и др.) и внедрения ряда мероприятий по увеличению межремонтного периода скважинного оборудования.
2.3 Осложнения при работе УШГН в условиях ОАО  « СНГ »
На Самотлорском месторождении основными осложнениями при работе УШГН являются: вынос мехпримесей, отложения АСПО и выделение свободного газа, эксплуатация наклонно-направленных скважин.
Добыча нефти осложнена обводнённостью продукции до 98% (образованием стойких водонефтяных эмульсий), выносом мехпримесей, АСПО, наличием свободного газа. Весьма актуальной является задача по изысканию и разработке методов увеличения подачи насоса в обводненных скважинах.
Одним из основных осложнений в СНГ Самотлорского месторождения при эксплуатации скважин УШГН остаются механические примеси (песок, мехпримеси, окалина). Механические примеси, содержащиеся в откачиваемой глубинным насосом жидкости, не только приводят к абразивному износу самого насоса и оборудования, но могут привести к сложным авариям. Процесс пескообразования при эксплуатации нефтяных скважин вызывается рядом причин, например, наличием слабосцементированных пород-коллекторов, слабой устойчивостью пород коллектора фильтрационному размыву, высокими депрессиями, превышающими допустимые значения, что обуславливает разрушение скелета пласта и поступление частиц песка и глинистых пород на забой скважины.
Пескообразование приводит к значительным осложнениям в ходе эксплуатации добывающих скважин. Выносимые частицы песка способны вызвать абразивный износ ШГН, а при остановках насоса механические примеси осаждаются из жидкости и накапливаются над насосом, попадают в зазор между плунжером и цилиндром и заклинивают плунжер. Частицы песка частично или полностью перекрывают фильтр скважины и снижают ее производительность, возможны прихват подъемных труб, деформация колонн и другие последствия, требующие продолжительной и трудоемкой работы бригад текущего и капитального ремонтов. При этом уменьшается межремонтный период работы скважины, увеличивается себестоимость добываемой нефти и ее недобор, связанный с ремонтными работами.
На вынос механических примесей существенно влияет нестационарность параметров эксплуатации скважин: изменение притока жидкости из пласта в скважину; простои в работе скважины, вызванные кратковременным отключением электроэнергии, проведением ПРС и другими причинами. Зачастую вынос мехпримесей связан и с неудовлетворительной подготовкой скважины к освоению после проведения капитального ремонта.
Имеется взаимосвязь между количеством выносимых из скважины мехпримесей и ее дебитом. Увеличение дебита, как правило, приводит и к росту содержания мехпримесей в выносимой скважинной продукции.
На количество выносимых из скважины мехпримесей оказывает влияние также проведение ГРП. Следует отметить, что из скважин, где проведен ГРП, в среднем выносится в несколько раз больше взвешенных частиц, чем из тех, на которых гидроразрыв не проводился, так как под воздействием ГРП нарушается устойчивость пород-коллекторов, что приводит к росту содержания мехпримесей в добываемой скважинной продукции.
Нефти некоторых месторождений Западной Сибири, в том числе Самотлорского месторождения, содержат большое количество асфальтосмолопарафиновых веществ (АСПВ). Интенсивная парафинизация внутрискважинного оборудования на этих месторождениях обусловлена влиянием следующих факторов:
а) значительной толщей залегания многолетнемерзлых пород;
в) составом и физико-химическими свойствами нефтей.
Образование АСПО в нефтепромысловом оборудовании и призабойной зоне пласта (ПЗП) снижает дебиты скважин, нарушает их нормальную работу и увеличивает эксплуатационные затраты. Отложения в скважинном оборудовании носят как непрерывный, так и прерывистый по высоте НКТ характер. При несвоевременном их удалении образуются парафиновые и парафиногидратные пробки, полностью перекрывающие сечение труб.
Месторождения расположены в районе распространения в верхней части геологического разреза многолетнемерзлых пород на глубинах до 500 м. Это способствует охлаждению продукции скважины, движущейся вверх по НКТ. Охлаждающее влияние многолетнемерзлых пород настолько значительно, что на устье добывающих скважин температура нефти может оказаться весьма низкой, особенно при небольших дебетах и простое скважин.
Борьба с АСПО ведется с помощью тепловых и химических методов, для удаления АСПО со стенок НКТ применяются скребки. На интенсивность отложений в скважинном оборудовании влияют состав и физико-химические свойства нефтей.
Выпадение асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) в процессе добычи нефти приводит к уменьшению рабочего сечения подъемных труб и нефтепроводов, что снижает дебит скважин и увеличивает затраты на перекачку нефти. Среди разнообразных методов удаления АСПО в последние годы все большее распространение находят технологии, использующие тепло, выделяющееся в процессе термохимического взаимодействия химических реагентов. В результате выделения тепла реакционная система разогревается, АСПО плавятся, диспергируются и растворяются.
Эксплуатация скважин с агрессивной добывающей жидкостью требует использования коррозионно-устойчивого оборудования.
Выделение свободного газа оказывает неблагоприятное влияние на эксплуатацию скважины, оборудованной ШСНУ. Значительное количество свободного газа на приеме насоса приводит к уменьшению коэффициента наполнения насоса вплоть до срыва подачи. Необходимо применять предупреждающие и вынужденные методы борьбы с газом на приёме ШГН.
2.4 Наработка на отказ УШГН в ОАО «СНГ»
Наработка на отказ показывает, сколько времени проработает оборудование, прежде чем ему понадобится ремонт или замена. Наработка на отказ зависит от качества оборудования, условий эксплуатации, своевременного тех. обслуживания и т.д.
Самая высокая наработка на отказ в НП-1, а самая низкая в НП-7 и 8. В ЦДНГ-4 наработка составила 339 суток на 2008 год, 356 суток на начало 2009 года и 334 суток на конец 2009 года. Средняя наработка по СНГ за период с 2008 по 2010 гг. составила 339 суток.
Самым надёжным насосом является НВ-29, его средняя наработка на отказ за период с 2008 по 2010 гг. составила 867 суток. Самым часторемонтируемым является НН-44, его наработка за период с 2009 по 2010 гг. составила 108 суток. Также видно, что насосы вставного типа в целом гораздо надёжнее чем невставного типа.
77% станков-качалок находятся в работе свыше 15-20 лет, ещё 17% это оборудование возрастом от 10 до 15 лет, и только 5% от фонда составляют относительно новые станки качалки, работающие от 5 до 10 лет. Из этих данных следует, что большая часть качалок фонда УШГН морально и физически устарели и требуют обновления.
С увеличением дебита наработка на отказ уменьшается, это происходит в связи с увеличением нагрузки на оборудование. При дебите до десять т/сут наработка на отказ составляет 395 суток, с этим дебитом работает 127 скважин. Больше всего УШГН работает с дебитом от 11 до 20 т/сут, наработка при этом режиме составляет 307 суток. При дальнейшем увеличении дебита сокращается количество скважин и их наработка на отказ.
Самого высокого показателя по наработке на отказ достигает оборудование фирмы SBS(Австрия), это 777 суток в 2010 году, 387 в 2009 году и 424 в 2008 году. Также высокая наработка у отечественного оборудования, выпускаемого фирмами ПКНМ и Нефтепроммаш, 631 и 430 суток в 2010 году. Меньше всего наработка у продукции фирм ПНИТИ (Пермь) и Precision (США), 227 и 266 суток наработки на отказ.
Установки УШГН после ремонта надежнее, чем новое оборудование. У новых УШГН больше количество отказов и меньше наработка на отказ по сравнению с уже бывшими в ремонте. На фонд новых УШГН приходится 271 отказ (без ГТМ) и 314,3 суток наработки на отказ, в фонде ремонтных ШГН это 225 и 370 суток наработки.
2.5 Методы борьбы с осложнениями, применяемые в ОАО  « СНГ »
Осложненные условия эксплуатации скважин штанговыми насосными установками требуют применения дополнительных средств, которые обеспечивают повышение надежности работающего оборудования.
1. Штанговращатель (рис. 2.22) - механическое приспособление, закрепляемое на устьевом штоке для медленного проворачивания колонны штанг и плунжера «на заворот» при каждом ходе головки балансира
Штанговращатели устанавливают для предотвращения одностороннего истирания штанг, муфт и плунжера, для предотвращения отворотов штанговых колонн, а также в случае применения пластинчатых скребков, укрепляемых на колонне штанг для удаления отложений парафина на внутренних стенках труб и стабилизационных муфт.
2. Скребок (рис. 2.22) - это устройство, предназначенное для соскабливания асфальто-смоло-парафиновых отложений с внутренней поверхности НКТ.
Для борьбы с АСПО при работе УШГН применяются штанговые скребки, эти скребки могут быть совмещены с центраторами (так называемые скребки-центраторы). Расстояние между скребками любых типов должно быть меньше, чем длина хода плунжера скважинного насоса для перекрытия зон очистки внутренней поверхности колонны НКТ. Для равномерной очистки внутренней поверхности НКТ от отложений скребки должны постоянно поворачиваться вместе с колонной насосных штанг или без нее. В первом случае такой поворот осуществляется с помощью штанговращателя, во втором - за счет специальной формы скребка (например - винтовой), что приводит к вращению скребка за счет сил трения.
3. Дозатор (рис. 2.23) - предназначен для подачи химреагентов сразу на приём насоса, так как их закачка с устья часто является неэффективной.
Работу дозатора в скважине следует контролировать по изменению дебита скважины, величине нагрузки на головку балансира СК, химическому анализу устьевых проб добываемой жидкости.
Длину контейнера из НКТ для заливки раствора ингибитора целесообразно подобрать с таким расчетом, чтобы повторная заправка дозатора химреагентом производилась при очередном текущем ремонте скважины.
4. Центратор - устройство для защиты колонн НКТ и насосных штанг от взаимного износа в наклонно-направленных скважинах.
Центраторы могут выполняться с поверхностями трения качения и скольжения. Центраторы скольжения проще в изготовлении, дешевле, долговечнее в работе. Новейшие конструкции центраторов изготавливаются комбинированными из стального корпуса и полимерной рабочей оболочки или полимерных роликов. Винтовые центраторы скольжения по сравнению с цилиндрическими имеют меньшее гидравлическое сопротивление. Конкретный тип центратора подбирается в зависимости от показателей интенсивности искривления скважины, расчетных нагрузок на штанги, вязкости и других свойств добываемой жидкости. При небольших величинах зенитного угла достаточно применять центраторы скольжения. При значительных величинах зенитного угла на интенсивно искривленных участках необходимо применять роликовые центраторы качения, на остальных участках - центраторы скольжения.
5. Амортизатор (рис. 2.25) - устройства для снижения динамических нагрузок на колонну НШ при работе УШГН с большими динамическими нагрузками (при большой глубине подвески насоса, высокой частоте ходов плунжера).
Амортизаторы могут встраиваться в саму колонну штанг или являться частью подвески полированного штока. Изготавливаются в виде стакана с упругим элементом или демпфирующего каната.
6. Газосепараторы - также как и в случае работы установок центробежных насосов, газосепараторы обеспечивают уменьшение поступления свободного газа на прием скважинного штангового насоса.
Штанговые насос
Добыча нефти из скважин курсовая работа. Геология, гидрология и геодезия.
Сочинение На Тему Внешний Вид Моего Друга
Курсовые Работы По Болезням
Реферат по теме Аналитический обзор книги 'Программирование на языке ассемблера для микропроцессоров 8080 и 8085'
Сочинение На Тему Любовная Лирика
Диссертация Оценка Удовлетворенности Трудом Сотрудников Медицинской Организации
Сочинение по теме Андерсен “Гадкий утенок”
Реферат по теме "Герой нашего времени": время скрыто за одной строкой…
Курсовая работа: Возрастные кризисы: психологическая сущность, структура и содержание. Скачать бесплатно и без регистрации
Реферат: Закон Судьбы. О трагедии Александра Галича
Ответы Годовых Контрольных Работ
Дипломная работа: Разработка программы финансового оздоровления предприятия на примере МУП "Стройзаказчик"
Курсовая работа по теме Конструкции кожухотрубчатого испарителя
Практическая Работа На Тему Ценообразование В Беларуси
Реферат: Экономическое содержание реформ пенсионного обеспечения
Лабораторная Работа Тау
Лекция На Тему Национальная Экономика Как Система. Основные Макроэкономические Показатели
Мое Отношение К Герою Обломов Сочинение
Сочинение Про Маму 2 Класс
Проблемы становления социального государства в России
Дипломная Себестоимость
Анатомия органов, сочетающих нейроэндокринную функцию с эндокринной - Биология и естествознание презентация
Внеоборотные активы бухгалтерского баланса - Бухгалтерский учет и аудит курсовая работа
Наркомания и табакокурение, их влияние на организм - Биология и естествознание курсовая работа