Введение Месторождение расположено на территории Сергиевского и Челно-Вершинского районов Самарской области в 115 км к северо-востоку от г. Самары (стр. 8 )

Рассмотрим технические характеристики установок ШГН.

Число качаний головки балансира изменяется в пределах от 4 до 6 в минуту (рис.2.13) и в среднем среднее число качаний составило 4,8 мин-1.

Рис. 2.13

Дина хода плунжера насоса изменяется от 1,6 до 2,4 м (рис.2.14), средняя длина хода плунжера насоса 2,0 м.

Рис. 2.14

Установки ШГН спускаются в среднем на глубину 966 м - от 830 м в скважине 101 до 1143 м в скважине 134. Распределение насосов по глубине спуска приведено на рис.2.15.

Рис. 2.15

Из рис.2.15 видно, что 95% насосов спущены на глубину выше 1000 м.

Динамический уровень находится в пределах от 532 м в скважине 10 до 1091 м в скважине 134 при среднем значении – 825 м.

Распределение скважин по динамическому уровню приведено на рис.2.16.

Рис. 2.16

Коэффициент продуктивности скважин находится в низких пределах и изменяется от 0,01 м3/сут/атм в скважине 153 до 0,7 м3/сут/атм в скважине 102 (рис.217).

Рис.2.17

Коэффициент подачи насосов изменяется от 0,03 в скважинах 101, 153 до 0,7 в скважине 102 (рис.2.18).

Среднее значение коэффициента подачи насосов составляет 0,3.

Рис.2.18

Основными параметрами и условиями разработки объекта Б-2, определяющими возможность и эффективность применения механизированных способов добычи нефти, являются:

физико-химические свойства добываемой жидкости; дебит скважины;

давление насыщения;

газовый фактор;

забойное давление;

глубина залегания продуктивного пласта;

температура добываемой жидкости;

осложняющие факторы (отложение солей, парафина, вынос песка);

наличие водо-газовых пластов и возможность прорыва воды и газа к забою скважины.

Кроме того, на выбор механизированного способа добычи нефти влияет  стадия разработки месторождения, система обустройства месторождения, схема расположения скважин, диаметр эксплуатационной колонны, темп набора кривизны, угол наклона ствола скважины.

По опыту разработки месторождений достаточно эффективным способом подъема жидкости из скважин с низкими дебитами являются установки ШГН. Установки ШГН характеризуются относительно низкими капитальными затратами, простотой конструкции и обслуживания. Технико-экономические расчеты  показывают, что наилучшие энергетические и экономические показатели при эксплуатации скважин с дебитом до 25 м3/сут достигаются штанговыми насосными установками.

Опыт насосной эксплуатации штанговых насосов на пласте Б-2 Красногородецкого месторождении показал достаточно высокую надежность и работоспособность штанговых насосов в условиях отборов продукции повышенной вязкости, что позволяет и в дальнейшем рекомендовать их использование на этих объектах.

2.7 Причины отказов оборудования

Основными осложняющими факторами при эксплуатации скважин высоковязкой нефти пласта Б-2 являются выпадение АСПО, вынос мехпримесей и повышенная коррозионная активность добываемой жидкости на внутрискважинное насосное и поверхностное оборудование.

За 2013 - 2015 гг. в скважинах фонда ШГН произошло 5 отказов оборудования. Причиной отказов стали зависание штанг – 2 отказа, вынос мехпримесей – 2 отказа, коррозия НКТ – 1 отказ (рис.2.19).

Рис.2.19

За последние три года количество оборудования УШГН не менялось. МРП скважин также оставался близким по значениям (рис.2.20).

Рис.2.20

Для повышения надежности работы скважин оборудованных УШГН рекомендуется:

- по фонду скважин с высоким содержанием мехпримесей применять износо-коррозионностойкое насосное оборудование и устройства, защищающие скважинное оборудование от мехпримесей – фильтры (ОАО “Тюменский моторный завод”), забойные фильтры  (НПФ “ПАКЕР”г. Октябрьск);

- из-за отставания хода плунжера полированного штока при ходе вверх в колонне штанг возникают ударные нагрузки. При конструировании колонны штанг необходимо это учитывать. Применение утяжеленного низа колонны из штанг диаметром 25 мм в количестве 5–7 шт позволит снизить отрицательное влияние данного фактора;

- в низкодебитных скважинах рекомендуется применять хвостовики диаметром 48 мм спускаемые до забоя.

2.8 ОРЭ по схеме ЭЦН+ШГН

В процессе разработки месторождения возможно приобщение к основным объектам разработки других горизонтов. В этом случае рекомендуется применять одновременно-раздельную эксплуатацию (ОРЭ) этих объектов.

На объекте Б-2 несколько скважин являются возвратными с объекта В-1. при разработке пластов Б-2 и В-1 ОРЭ позволит при определенных условиях интенсифицировать систему разработки, повысить дебиты скважин, сократить затраты на обустройство месторождения и срок выработки запасов.

Практика показала, что успешность и эффективность ОРЭ зависит от технического обеспечения и инженерного сопровождения технологии [8].

Оборудование для раздельной эксплуатации пластов (ОРЭ) через одну скважину должно допускать:

создание и поддержание заданного забойного давления против каждого вскрытого пласта; измерение дебита жидкости, получаемой из каждого пласта; исследование каждого пласта, например, методом пробных откачек или методом снятия КВД; ремонтные работы в скважине и замену оборудования, вышедшего из строя; регулировку отбора жидкости из каждого пласта; работы по вызову притока и освоению скважины.

Технология и соответствующее оборудование для раздельной эксплуатации должны допускать осуществление всех тех технологических мероприятий, которые применяют при вскрытии этих пластов отдельными скважинами [8].

Технология ОРЭ связана со спуском УЭЦН и УШГН с применением стандартного оборудования. Схема установки приведена на рисунке 2.21. Преимущества данной установки заключаются в минимальном использовании нестандартных деталей, подъем НКТ без извлечения пакера, возможности регулирования объема жидкости по верхнему и нижнему пласту, возможности смены вставного насоса на другой типоразмер, а также возможности замера дебита, обводненности, забойного и пластового давления по УЭЦН и УШГН. Дебит и обводненность пластов в скважине со смешением продукции определяются остановкой одного из насосов. При этом из скважины поступает продукция, поднимаемая другим насосом.

Схема установки для ОРЭ УЭЦН + УШГН

Рис. 2.21

Технология ОРЭ по схеме УЭЦН+УШГН позволяет приобщать второй пласт и при этом не изолировать существующий. Таким образом получить дополнительную добычу нефти. В результате скважины на законном основании эксплуатируются с двумя вскрытыми продуктивными пластами с возможностью раздельного замера дебита каждого из пластов.

В данной работе рассмотрим возможности применения технологии ШГН+ЭЦН в зависимости от продуктивности пластов, расстояния между ними, обводненности и технологических параметров оборудования.

Технология ОРД по схеме ШГН+ЭЦН

Принцип работы:

Раздельный учет продукции скважин, вскрывших 2 пласта. Контроль дебита по каждому пласту. Контроль давления и температуры на приеме ЭЦН. Раздельный замер дебита происходит при временной остановке одного из насосов.  Замер давления и температуры на приеме ЭЦН происходит в режиме реального времени по телеметрии.

Схема установки для ОРЭ УШГН + УЭЦН

Рис.2.22

Достоинства:

Низкая цена, быстрая поставка оборудования. Работает со 146 мм э/к. Используется стандартное оборудование. Возможность создания различной депрессии на каждый объект разработки.

Недостатки:

Ограничения по дебиту скважины и глубине спуска (ШГН). Необходимость остановки одного из насосов для замера дебита. Невозможность промывки нижнего пласта.

В настоящее время на месторождениях нет действующих установок с ОРЭ по схеме ЭЦН+ШГН.

2.9 Установки ШГН

Схема и принцип работы установки

Штанговая скважинно-насосная установка включает оборудование:

а) наземное – станок-качалку (СК), оборудование устья;

б) подземное – насосно-компрессорные трубы (НКТ), штанги насосные (ШН), штанговый скважинный насос (ШСН) и различные защитные устройства, улучшающие работу установки в осложнённых условиях.

Основные элементы СК (рис.2.23) – это стойка с балансиром, два кривошипа с двумя шатунами, редуктор, клиноремённая передача, электродвигатель и блок управления, который подключается к промысловой линии силовой электропередачи.

ШСН состоит из цилиндра, плунжера, всасывающего и нагнетательного клапанов. Цилиндр ШСН крепится к НКТ. На нижнем конце цилиндра установлен неподвижный всасывающий шариковый клапан, открывающийся при ходе плунжера вверх. Плунжер пустотелый (со сквозным каналом), имеет нагнетательный шариковый клапан, открывающийся при ходе плунжера вниз. Электродвигатель через клиноремённую передачу  и редуктор придаёт двум массивным кривошипам, расположенным с двух сторон редуктора, круговое движение. Кривошипно-шатунный механизм в целом превращает  круговое движение в возвратно-поступательное движение балансира, который качается на опорной оси, укреплённой на стойке. Балансир сообщает возвратно-поступательное движение штангам и через них плунжеру ШСН.

При ходе плунжера вверх нагнетательный клапан под действием жидкости закрывается и вся жидкость, находящаяся над плунжером, поднимается вверх на высоту, равную длине хода плунжера.