Штанговая глубинная насосная установка (рисунок 4.3.1) состоит из скважинного насоса 2 вставного или невставного типов, насосных штанг 4 насосно-компрессорных труб 3, подвешенных на планшайбе или в трубной подвеске 8, сальникового уплотнения 6, сальникового штока 7, станка-качалки 9, фундамента 10 и тройника 5. На приеме скважинного насоса устанавливается защитное приспособление в виде газового или песочного фильтра 1

     

     Рисунок 4.3.1 - Схема установки штангового скважинного насоса

     Рисунок 4.3.2 – Скважины УШГН

     4.4 Эксплуатация скважин УЭЦН

     За  период 2002-2006 гг. в эксплуатации перебывало 297 скважин оборудованных УЭЦН. За этот период добыто 3742.8 тыс.т нефти или 99.4% от всей добычи Приобского месторождения за указанный период. В 2002 г. в эксплуатации перебывало 149 скважин, оборудованных ЭЦН. В эксплуатации находятся установки УЭЦН-20; УЭЦН-50; УЭЦН-80; импортные установки ДН-440; ДН-675; ДН-1000 «REDA» производительностью от 25 до 120 м³/сут., глубиной спуска от 1550 до 2160 м, динамическим уровнем от 162 до 1814 м Средний удельный коэффициент продуктивности по скважинам, эксплуатируемым УЭЦН, составляет 0,327 м³/сут^.МПа^.м при средней перфорированной мощности 11,7 м. Распределение скважин за 2002 г. по заводам-производителям представлено следующим образом: отечественные насосы – 96 установок, насосы фирмы “Reda” – 19 установок. Среднее забойное давление  по фонду УЭЦН равно 11.0 МПа. Распределение забойного давления по 72 скважинам, эксплуатируемым в постоянном режиме, приведено на рисунке4.4.1.

     

     Рисунок 4.4.1 - Распределение забойного давления по скважинам

     Распределение фонда скважин по дебитам представлено следующим образом:

     -низкодебитные  – 80 т/сут и менее – 85.2% скважин;

     -среднедебитные – от 80 до 250 т/сут – 14.1% скважин;

     -высокодебитные  – более 250 т/ сут – 0.7% скважин.

     В периодической эксплуатации находилось 63 скважины из работающего фонда. Основные причины  работы скважин в периодическом  режиме – потенциальный дебит  скважин ниже добывных возможностей насосного оборудования.

     Межремонтный  период (МРП) по УЭЦН в течение 2002 г. изменялся следующим образом (рис.4.4.2 - 4.4.3) 

     

     Рисунок 4.4.2 - Межремонтный период скважин, оборудованных УЭЦН 

     

     Рисунок 4.4.3 - Количество отказов 

     В целом отмечается устойчивый рост МРП, хотя в конце года наблюдается  небольшой спад.  В среднем  МРП составляет: по отечественным  насосам – 136, “Reda” – 129 и в целом 132 суток.

     Основные  причины отказа насосов: абразивный износ подвижных частей насоса (высокое содержание мехпримесей в добываемой продукции) и солеотложения на рабочих органах (рабочие колеса и направляющий аппарат).

     

     Рисунок 4.4.4 - Скважины УЭЦН

     Выводы.

     Эксплуатация  скважин на Приобском месторождении сопряжена с целым рядом трудностей геологического и технического характера, основными из которых являются большая глубина спуска УЭЦН, сверхнормативная кривизна скважин, парафиноотложения.

     Основными причинами преждевременных отказов  установок, повторяющихся из года в год, являются:

     некачественная  эксплуатация и вывод на режим  скважин;

     некачественный  выбор производительности УЭЦН на соответствие продуктивности скважин;

     расчленение и полеты УЭЦН на забой скважин;

     механические  повреждения кабеля;

     негерметичность НКТ;

     солеотложения и парафиноотложения;

     некачественный  ремонт установок; 

     засорение призабойных зон пласта некачественным раствором глушения, АСПО, солями и  т.д.;

     несоблюдение  технологии ремонта бригадами ПРС, КРС.

     Применение  лифта НКТ 2,5² является нецелесообразным, так как на участках ствола скважины со сверхнормативной кривизной (суммарный пространственный угол более 1,5^О) создает условия для протирания погружного кабеля и повышенные деформации при спуске УЭЦН на узлы и крепежные детали приводят в процессе эксплуатации или к преждевременному отказу или к расчленению секций УЭЦН и их падению.

     Насосно-компрессорные  трубы Æ 60,3 мм группы прочности К позволяет спустить их до глубины 2600 м. Увеличение диаметра НКТ с точки зрения повышения межочистного периода лифта является нецелесообразным, необходимы менее затратные способы борьбы с парафиноотложением.

     Низкий  МРП эксплуатации УЭЦН можно объяснить  лишь несоблюдением технологических  условий и правил. Одним из самых  существенных технологических нарушений является неправильный выбор производительности УЭЦН, которая завышена относительно продуктивности скважин, в связи с чем осложняется вывод скважин на режим и не соблюдается технологический регламент эксплуатации установки (срывы подачи, тепловой перегрев и т.д.).

     Эксплуатация  скважин на Приобском месторождении с помощью УШСН применяется в ограниченном виде, т.к. сопряжена с целым рядом трудностей, основными из которых являются большая глубина спуска УШСН и парафиноотложения.

     Основными причинами преждевременных отказов установок являются:

     пропуски  клапанов;

     обрыв штанг;

     заклинивание  плунжера;

     негерметичность НКТ;

     гидратные и парафиновые пробки;

     засорение призабойных зон пласта некачественным раствором глушения, АСПО, солями и  т.д.;

     некачественная  эксплуатация и вывод на режим скважин;

     некачественный  выбор производительности УШСН на соответствие продуктивности скважин.

     Эти причины повторяются практически  из года в год и объясняются  лишь несоблюдением технологических  условий и правил.

     Для обеспечения  установленных технологической  схемой разработки Приобского месторождения темпов отбора продукции скважин рекомендуются традиционные механизированные способы добычи с помощью УЭЦН и УШСН.

     Для увеличения добывных возможностей и  снижения себестоимости добычи нефти рационально провести апробацию нетрадиционных методов добычи нефти:

     - подъем добываемой жидкости с  помощью струйных насосов. Это  позволит осуществить спуск насоса  на большую глубину и создать  максимальную депрессию на пласт,  для обеспечения максимального отбора жидкости и устранения влияния осложняющих факторов (мехпримеси, газовый фактор, сверхнормативная кривизна). Кроме этого, в условия подъема вязкой нефти и парафиноотложений имеется возможность подогрева потока рабочей жидкости, что устранит это осложнение;

     - подъем жидкости с помощью погружных электровинтовых насосов. Данный тип насоса устойчиво работает на вязких жидкостях.

     Россия: ГУП «Зеленодольский завод им. А.М.Горького», насосы двухроторные нефтяные погружные типа НДПН (Q – 10 – 20 м³/сут. Р – 20 МПа).

     США: фирма «Дрессер», погружные электровинтовые  насосы (Q –10 – 100 м³/сут. Р – 25 МПа).

     - подъем жидкости с помощью диафрагменных насосов. Этот способ является альтернативой к УШСН для диапазона дебитов от 5 до 25 м³/сут. и считается более экономичным.

     Для условий эксплуатации Приобского месторождения рекомендуется применение насосов УЭЦН – типоразмеров – УЭЦН-5-50-1700 и УЭЦНМ-5-80-1800. Штанговых насосов – диаметры 38 – 44 мм.

     Подбор  УЭЦН при максимальных отборах жидкости производится после рассмотрения возможности создания максимальной депрессии для каждой конкретной скважины. При этом необходимо выбрать УЭЦН по производительности, напору и определить глубину спуска ее в скважину. Максимальный отбор жидкости для выбранных отечественных установок требует увеличения мощности двигателя и применения дополнительной насосной секции. Для каждого насоса и каждой глубины спуска его в скважину подбирается типоразмер погружного электродвигателя и рассчитывается температура его обмоточного провода и кабеля. Варианты с температурой свыше 120 ^ОС не рассматриваются. Необходимо учитывать прочностной расчет эксплуатационной колонны и коррозионное состояние оборудования.

     Выбор оборудования нефтяных скважин

     Для фонтанных скважин: устьевая арматура АФК-1-65-210 с колонной головкой ОКК – 1 - 210 – 245 – 146 производства ОАО «Станкомаш» г.Челябинск; арматура фонтанная АФ – 1 – 65 – 21 - 4 производства АО «Корвет» г.Курган .

     Для регулирования дебитов фонтанных  скважин рекомендуется применять  штуцер ШДР-2 производства АО «ВНИТИ» и дроссель

     регулируемый  прямоточный многопроходный ДРП-25/210 производства «ЮКОС-СИБИРЬ» г.Омск [54].