Установление режима работы ШСНУ с учетом влияния деформации штанг и труб для скважины №796 Серафимовского месторождения
Серафимовское
месторождение включает залежи пласта Д1, ДII, ДIII, ДIV, 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/.
Страницы: 1, 2, 3, 4
|
|