Эксплуатация нефтяных скважин ШСНУ в ООО НГДУ “Октябрьскнефть”

Серафимовское месторождение включает залежи пласта Д₁, Д_II, Д_III, Д_IV, на долю которых приходится 79,9% балансовых запасов нефти месторождения. Максимальная годовая добыча нефти была достигнута в 1957 году /2/.

В течение длительного  периода эксплуатации залежи преобладал фонтанный способ добычи нефти (до 1963 г), затем по мере обводнения продукции  добывающих скважин, растет удельный вес  добычи нефти механизированным способом.

С 1971 года залежь горизонта  Д₁ Серафимовского месторождения вступает в позднюю стадию разработки. Начинается остановка законтурных нагнетательных скважин, продолжается отключение обводненных добывающих скважин. Годовая добыча за период с 1971 по 1989 г.г. падает в 10 раз, а добыча жидкости всего в 1,3 раза.

В настоящее время, в процессе разработки залежей нефти, проводится регулирование объемов  закачиваемой в пласт воды по отдельным  участкам, осуществляется перенос (приближение) фронта нагнетания к зоне отбора жидкости, что способствует росту и стабилизации пластового давления в центральных  частях залежей и более эффективному использованию пластовой энергии.

В целом по управлению достигнуты неплохие результаты. В  частности, годовой темп отбора нефти  составил 4,09 % от остаточных извлекаемых  запасов, что практически равно  средней величине НГДУ «Октябрьскнефть». Обводненность добываемой продукции является невысокой по сравнению с показателями обводненности других месторождений НГДУ «Октябрьскнефть». По вышеуказанным причинам действующий фонд добывающих скважин характеризуется низкими средними дебитами нефти и жидкости (1,8 т/сут). Нагнетательный фонд скважин характеризуется низкой проницаемостью, средняя величина которой на 2002 год по Серафимовскому месторождению 81 м³/сут составила всего при средней по НГДУ «Октябрьскнефть» 92,6 м³/сут.

Анализ основных показателей разработки Серафимовского месторождения позволил обосновать наиболее рациональное местоположение горизонтальных скважин, боковых стволов  для бурения, выбор скважин для  внедрения технологий по увеличению нефтеотдачи месторождения /2/. 

 

 

2. Условия работы  ШСНУ в НГДУ “Октябрьскнефть”  

 

2.1 Особенности оборудования  ШСНУ

В ООО НГДУ “Октябрьскнефть” применяются следующие виды насосов которые представлены в таблице 8. /3/

Таблица 8

Насосы применяемые в ЦДНГ-1

Тип насоса	Условный размер, мм	Длина плунжера, м.	Количество, шт
НСВ1Б-28	28	4-7,2	1
НСВ1Б-29	29	4-7,2	20
НСВ1Б-32	32	4-7,2	247
НСН2Б-43	43	2,7	16
НСН2Б-44	44	2,7	33
НСН2Б-56	56	3,4; 7,1	4
НСН2Б-57	57	3,4; 7,1	3

Параметры штанговых  скважинных насосов представлены в  таблице 9.

Таблица 9

Параметры штанговых  скважинных насосов

Насос	Условный Размер, мм	Глубина спуска, м	Наружный диаметр, м	Длина, м
				насоса	плунжера	ход плунжера
1	2	3	4	5	6	7
НСВ1	28 32 38 43 55	2500 2200 3500 1500 1200	48,2 48,2 59,7 59,7 72,2	4 – 7,2 4 – 7,2 4,1 – 9,7 4,1 – 9,7 4,9 – 9,3	1,2 – 1,8 1,2 – 1,8 1,2; 1,5; 1,8 1,2 1,2	1,2 – 3,5 1,2 – 3,5 1,2 – 6 1,2 – 6 1,8 – 6
НСВ2	32 38 43 55	3500 3500 3500 2500	48,2 59,7 59,7 72,9	6,4; 7,3 6,1; 9,7 6,1; 9,7 6,9; 9,9	1,8 1,8 1,8 1,8	2,5 – 3,5 2,5 – 6 2,5 – 6 3 – 6
НСН1	28 32 43 55	1200 1200 1200 1000	56 56 73 89	1,9; 2,9 1,9; 2,9 2,7 2,7	1,2 1,2 1,2 1,2	0,6; 0,9 0,6; 0,9 0,9 0,9
НСН2	32 43 55 68 93	1200 2200 1800 1600 800	56 73 89 107 133	3,4; 5,3 3,3; 7 3,4; 7,1 4,1; 6,8 4,3; 7	1,2 1,2; 1,5 1,2; 1,5 1,2 1,2	1,2; 3 1,2; 4,5 1,2; 4,5 1,8 – 4,5 1,8 – 4,5

 

 

Таблица 10

Техническая характеристика станков-качалок

Показатели	СК3-1,2-630	СК5-3-2500	СК10-3-5600	СКД3-1,5-710	СКД6-2,5-2800	СКД12-3,0-5600
Номинальная нагрузка (на устьевом штоке), кН	30	50	100	30	60	120
Номинальная длина  хода устьевого штока, м	1,2	3,0	3,0	1,5	2,5	3,0
Номинальный крутящий момент (на выходном валу редуктора), кН м	6,3	25	56	7,1	28	56
Число ходов балансира  в минуту	5 - 15	5 - 15	5 - 12	5 - 15	5 - 14	5 - 12
Редуктор	Ц2НШ-315	Ц2НШ-450	Ц2НШ- 560	Ц2НШ-315	Ц2НШ-450	Ц2НШ- 560
Габаритные размеры, мм, не более: Длина Ширина Высота	4125 1350 3245	7380 1840 5195	7950 2246 5835	4050 1360 2785	6085 1880 4230	6900 2250 4910
Масса, кг	3787	9500	14120	3270	7620	12065

В последние годы стали использоваться штанговые  насосы с безвтулочным цилиндром. Их преимуществом является упрощение конструкции и сборки насоса. У таких цилиндров предусматривается большая толщина стенки, чем у кожуха насосов с втулочным цилиндром, что обеспечивает повышенную прочность их резьбы по сравнению с резьбой кожухов. Конструкция насосов с безвтулочным цилиндром аналогично конструкции насосов с втулочным цилиндром /3/.

2.2 Анализ эффективности  эксплуатации ШСНУ в условиях  ООО НГДУ “Октябрьскнефть”

Наличие большого количества скважин, эксплуатируемых УСШН различных  типоразмеров, широкий диапазон условий  эксплуатации, различные характеристики пластов и добываемых из них жидкостей  позволили получить широкий спектр данных используемых при подборе  оборудования в ООО НГДУ “Октябрьскнефть”.

Анализ предусматривает  группировку скважин по ряду общих  признаков, которые приведены в  таблице 11.

Таблица 11

Дебит скважин по неф- ти, т/сут	Коли- чество сква- жин, шт	Распределение насосов  по степени обводненности, %					Распределение насосов  по глубине подвески насоса, м				Средняя глубина  подвески, м.
		0-2	2-20	21-50	51-90	91-100	0- 700	701- 1000	1001- 1300	1301- 1500
0 –1	647	29	145	125	287	61	-	10	439	198	1261
1,1 – 5	507	18	214	142	128	5	2	18	385	102	1224
5,1 – 10	68	5	35	25	3	-	-	8	53	7	1182
10,1 – 20	14	1	10	2	1	-	-	-	14	-	1140
20,1 - 30	1	-	-	-	-	-	-	-	1	-	1016
Итого	1237	53	404	295	414	66	2	36	892	307	1240

Таблица 12

Добыча жидкости различными видами насосов по ЦДНГ-1

Вид насоса	Количество, шт.	Добыча нефти, т.	Добыча жидкости, м3
НСВ1Б-28	1	104	173,4
НСВ1Б-29	20	4161	8772,8
НСВ1Б-32	247	90987,2	248758,5
НСН2Б-43	16	10229,1	61825,5
НСН2Б-44	33	35715,3	113040,5
НСН2Б-56	4	6518,9	30687,4
НСН2Б-57	3	3987,6	27740
Итого	324	151703,1	490998,1

Наибольшее число  штанговых насосов (62 %) имеет производительность по нефти до 1 т/сут. Около 95 % скважин эксплуатируется с содержанием воды до 90 %, 5 % - более 90 %. Основными глубинами подвесок насоса являются 1000-1300 м, (95 % скважин), наиболее распространенными являются насосы вставного типа – 82,7 %. Наземное оборудование скважин представлено в основном станками-качалками нормального ряда типа СКН5 – 31 %, СКД8 –15 % и 7СК8 – 29 %. Колонны штанг комплектуются двумя диаметрами штанг – 22 и

19 мм в соотношении  40 % и 60 %. Средняя величина погружения  насосов под динамический уровень  составляет более 300 м. что обеспечивает  давление на приеме 2,5…3,0 МПа.  Число ходов большинства станков-качалок  поддерживается в пределах 5…6, длина  хода полированного штока составляет 1,2 …2,5 м. /1/ . Основное применение  в ЦДНГ-1 НГДУ “ОН” получили  насосы вставного типа (НСВ) –  268 шт. На них ложится основная  часть добычи нефти – 95252,2 т.  из 151703,1 т. в год. Но если  сравнить отдельно насосы, то  из таблицы видно, что насосы  типа НСН2Б-44 добывают в три  раза меньше жидкости, чем НСВ1Б-32, но их в 7,5 раз меньше чем  вставных. Это объясняется тем,  что они применяются в мало  обводненных скважинах, чем вставные  и производительность невставных насосов выше чем вставных /3/. 

 

 

3. Теория подбора  оборудования и режима работы  ШСНУ 

 

3.1 Расчет потерь  хода плунжера и длины хода  полированного штока

Почти во всех скважинах  фактическая производительность глубинно-насосных установок ниже расчетной, что обусловлено:

-упругим удлинением  и сокращением штанг и труб;

-недостаточным  заполнением жидкостью цилиндра  насоса;

-изменение объемов  нефти и воды;

-утечкой жидкости  через клапаны насоса и неплотности в НКТ /4/.

При работе насоса колонны штанг и труб периодически подвергаются упругим деформациям  от веса жидкости, действующей на плунжер. Кроме того, на колонну штанг действуют  динамические нагрузки и силы трения, вследствие чего длина хода плунжера может существенно отличаться от длины хода полированного штока.

Силы, действующие  на узлы ШСНУ, принято делить на статические  и динамические по критерию динамического  подобия (критерий Коши)

 (3.1)

где a=4900-скорость звука  в штанговой колонне, м/с; ω=2πn-частота вращения вала кривошипа, с^-1.

При μ_д≤0,4 режим работы установки считается статическим, а при μ_д>0,4 режим работы – динамическим.

Для статических  режимов силы инерции не оказывают  практического влияния на длину  хода плунжера, и длину хода полированного  штока вычисляют по следующей  формуле:

, (3.2)

 

где  - сумма упругих деформаций штанг λ_ш и труб λ_т, вызванных действием нагрузки от веса жидкости в НКТ. Они вычисляются по следующим формулам:

 (3.3)

 (3.4)

где ε_i – доля длины штанг с площадью поперечного сечения f_шi в общей длине штанговой колонны L_н; f^’_т – площадь поперечного сечения по телу подъемных труб, м²; Е – модуль упругости материала штанг (для стали Е=2∙10⁵ МПа).

Если колонна  насосно-компрессорных труб заякорена  у насоса, то λ_т=0.

Тогда суммарное  упругое удлинение труб и штанг /4/:

где d- диаметр плунжера, м; ρ_ж-плотность откачиваемой жидкости, кг/м;

g-ускорение свободного  падения, м/с².

При динамическом режиме работы длину хода полированного  штока можно определить по следующим  формулам.

Формула АзНИПИнефти:

 (3.5)

где т – коэффициент, учитывающий влияние силы инерции массы столба жидкости на упругие деформации штанг. Коэффициент т, рассчитанный А. Н. Адониным, имеет следующие значения:

Условный диаметр  насоса, мм ……………………….………43 55 68 93

Коэффициент т ………………………  …………………….1 1,5 2,0 3,0

Формула (3.5) справедлива  при μ_д≤0,5 для двухступенчатой колонны штанг, учитывает вынужденные колебания последней и имеет вид:

 (3.6)

где     Здесь l_ш1, l_ш2 – длина ступеней колонны штанг с площадями поперечного сечения f_ш1 и f_ш2 соответственно.

Для частного случая колонны штанг постоянного сечения (т.е. одноступенчатой) формула (3.6) переходит  в формулу Л. С. Лейбензона:

 (3.7)

Формулы (3.6), (3.7) могут  применяться для 0,2≤μ≤1,1.

При расчете упругих  деформаций ступенчатой колонны  штанг необходимо изменить значение скорости звука а, входящее в зависимость (3.1). Для одноразмерной колонны  штанг а=4900 м/с, а для трехступенчатой а=5300 м/с.

Все приведенные  формулы не учитывают влияния  гидродинамического трения на ход плунжера. Этого недостатка лишена формула  А. С. Вирновского:

где h – константа трения, равная 0,2÷1,0 с^-1.

Среднее уменьшение подачи насоса из-за упругого удлинения  труб и штанг в долях от его  условно теоретической производительности Q_ут:

,

и в долях от фактического дебита Q_ф:

,

где q_λ-среднее уменьшение подачи насоса из-за упругого удлинения труб и штанг, м³/сут; λ-суммарное упругое удлинение труб и штанг, м; S-длина хода полированного штока, м; α-коэффициент подачи насоса /4/.

3.2 Нагрузки, действующие  на штанги и трубы

При работе глубиннонасосной установки на штанги и на трубы действуют различные виды нагрузок – статические от веса штанг и жидкости, силы инерции движущихся масс и др.