Разработка технического устройства откачки газа из затрубного пространства скважины

Обозначения и сокращения…………………………………..……………….
Введение……………………………………………………………………....
1 Разработка технического устройства откачки газа из затрубного пространства…. ………………………………………………………………
1.1 Обзор существующих конструкций оборудования…………………...
1.1.1 Стеклопластиковые штанги……………………………………….
1.1.2 Пружинные фильтры……………………………………………….
1.1.3 Скважинный регулируемый фильтр………………………………
1.1.4 Газопесочное регулируемое устройство ………………………..
1.1.5 Компоновка одновременно-раздельной эксплуатации ………….
1.1.6 Линейные приводы штанговых глубинных насосов……………..
1.1.7 Насос специальный серии СПР……………………………………
1.1.8 Насос специальный -24……………………………………….
1.1.9 Насос специальный (вставной)……………………………………
1.1.10 Канатные штанги………………………………………………….
1.1.11 Якорь песочный промываемый…………………………………..
1.1.12 Специальные клапаны для штанговых глубинных насосов……
1.1.13 Комплект оборудования для прогрева и закачки реагентов в пласт
1.2 Анализ работы оборудования………………………………………….
1.2.1 Анализ осложнений в эксплуатации скважинных установок……
1.2.2 Влияние свободного газа на штанговый глубинный насос……..
1.3 Обоснование основных параметров оборудования…………………. 42
1.4 Оптимизация конструкции……………………………………………... 1.4.1 Применение устройства УО-100 на примере НГДУ «Ямашнефть»………………………………………………………………….
1.5 Расчеты оборудования на прочность и долговечность………………
1.6 Мероприятия по повышению коррозионной стойкости оборудования.
1.7 Техническое обслуживание и ремонт оборудования………………..
1.7.1 Техническое обслуживание УО-100……………………………..
1.7.2 Текущий и капитальный ремонт УО-100………………………..
2 Безопасность проекта ………………………………………………………
2.1 Анализ состояния охраны труда в НГДУ «Ямашнефть»…. ………..
2.2 Обеспечение безопасности при эксплуатации скважин, оборудованных ШГНУ……………………………………………………….
3 Экологичность проектных работ…………………………………………...
4 Расчет экономических показателей….…………………………………….
4.1 Общие сведения……………………………………………………….
4.2 Расчет себестоимости станка качалки с установленным УО-100…
4.3 Расчет дополнительной добычи нефти……….………………………
4.4 Расчет изменяющихся годовых эксплуатационных затрат потребителя…..………………………………………………………………..4.5 Расчет экономического эффекта….……………………………………
5 Коммерциализация проекта………………………………………………..
5.1 Варианты монетизации ……………………………………………….
5.2 SWОT – анализ …………………..…………………………………….
5.3 Целевая группа клиентов ………………………………………….. ….
5.4 Объем рынка ………………………….……………………………….
5.5 Поиск партнеров ……………………………………………………….
5.6 Каналы продвижения ………………………………………………….
5.7 Бизнес модель …………………………………………………………...
5.8 Риски проекта ……………………………………………………….…..
5.9 Источники финансирования …………………………………………..
5.10 План реализации стартапа …………………………………………..
5.11 Планируемые результаты проекта. ………………………………….
Заключение…………………………………………………………………….

Весь текст будет доступен после покупки

Современные условия деятельности нефтегазодобывающей отрасли характеризуются тенденцией уменьшения объемов добычи нефти из длительно эксплуатируемых месторождений, увеличением доли находящихся в разработке сложно-построенных нефтяных залежей, количества мало- и среднедебитных скважин. Эксплуатация скважин в таких условиях сопровождается многочисленными осложнениями.
Основной объем добычи нефти приходится на северные районы, для которых характерны сложные природно-климатические условия. Поэтому погружное оборудование для добычи нефти должно быть надежным, его межремонтный период увеличен, оно должно работать при повышенных температурах, откачивать жидкости с высоким содержанием свободного газа, механических примесей, откачивать из скважин вязкую и сверхвысоковязкую жидкость.
На протяжении многих лет в отечественной нефтяной промышленности основной фонд добывающих скважин эксплуатируется при помощи установок электроцентробежных насосов (УЭЦН) и штанговых глубинных насосных установок (ШГНУ), но в настоящее время эксплуатация малодебитного фонда скважин, причем в осложняющих условиях, привела к тому, что наработка на отказ погружного насосного оборудования значительно снижается.
При больших подачах по затратам энергии на тонну добываемой нефти электроцентробежные насосы (ЭЦН) более выгодны, чем штанговые, однако на данный момент количество скважин, оборудованных ШГНУ достигает большого количества, что в свою очередь подтверждает актуальность исследования.
Факторов, влияющих на работу штанговых насосов очень много - начиная от конструкции скважины, до процессов, проходящих в пласте и стволе скважины. Совокупность всех осложнений приводит к резкому снижению эффективности работы оборудования.

Весь текст будет доступен после покупки

1.1 Обзор существующих конструкций оборудования

В последние годы на нефтяных месторождениях России, в особенности Западной Сибири наблюдается тенденция увеличения подземных ремонтов скважин (ПРС) по устранению неполадок глубинного штангового насоса, т.е. это 80-85% от всех ПРС на скважинах, оборудованных штанговыми установками.
Известно, что на работу УШГН, кроме геолого-промысловых условий, оказывают влияние и технологические факторы. Под технологическими факторами в этом случае понимаются факторы, обусловленные неправильным подбором насосного оборудования, его параметров, не оптимальным режимом его работы в скважине, некачественным насосным оборудованием, несоблюдением требований проведения подземного ремонта скважины. Эти факторы можно подразделить на субъективные (низкий профессиональный уровень обслуживающего персонала, несоблюдение требований нормативных документов и т.д.) и на объективные, такие как отсутствие расчетных методов, позволяющих оптимизировать выбираемый параметр, отсутствие стандартных технических устройств, повышающих эффективность УШГН в конкретных условиях, например, для глубоких низко продуктивных скважин.
Одной из основных задач в области добычи нефти механизированным способом является повышение их эксплуатационной надежности. Как известно, надежность любой технической системы зависит от состояния отдельных ее элементов. Штанговая установка для механизированной добычи нефти представляет собой систему с ограниченным числом составляющих ее элементов.
Отказы в работе могут быть вызваны конструктивными, эксплуатационными и технологическими причинами. Как показывает практика, основная доля отказов в таких установках приходится на подземную часть, поэтому при выборе показателей надежности УСШН необходимо исследовать надежность работы глубинно-насосного оборудования. Многочисленные факторы, одновременно влияющие на работу установки, затрудняют выявление закономерностей ее отказов. В этих условиях важное значение имеет правильный выбор показателя надежности.
На сегодняшний день, в зависимости от изменения скважинных условий и различных осложняющих факторов, на российском рынке имеется оборудование для более эффективной эксплуатации скважин, оборудованных установками штанговых глубинных насосов. Известно, что многие компании эксплуатируют месторождения на поздней стадии разработки, и с точки зрения повышения эффективности производства для них сегодня особенно важно успешное внедрение новых технологий. В настоящее время анализируются опыт и результаты внедрения энергосберегающих технологий в области механизированной добычи нефти, поддержания пластового давления, а также электро- и теплоснабжения.
Эксплуатация глубинно-насосного оборудования (ГНО) в осложненных условиях, как правило, требует индивидуального подхода. Очень важно правильно подобрать оборудование, которое будет работать надежно и эффективно и позволит сократить эксплуатационные и энергетические затраты компании-оператора.
К примеру, сегодня ООО «ЭЛКАМ» предлагает своим заказчикам различное глубинно-насосное оборудование, предназначенное для решения таких проблем при эксплуатации скважин, как вынос мехпримесей, повышенное содержание свободного газа на приеме штангового насоса, АСПО. Отдельные виды выпускаемого оборудования могут эффективно применяться при добыче высоковязких видов нефтей, а также при добыче нефти с больших глубин (более двух километров).
Все технические решения, которые будут рассмотрены далее, успешно прошли опытно-промысловые испытания (ОПИ) на объектах нефтяных компаний России. Дополнительно повысить эффективность работы ГНО позволяет комплексное сопровождение процесса добычи инженерами компаний.

1.1.1 Стеклопластиковые штанги
Применяемые сегодня в ОАО «Удмуртнефть» насосные стеклопластиковые штанги (ШНС) состоят из стеклопластикового тела со стандартными металлическими концами и оборудованы центраторами (рисунок 1.1). Помимо основной цели внедрения данной технологии – исключения коррозии штанг, – было достигнуто снижение нагрузки на электродвигатель благодаря меньшему весу стеклопластиковых штанг. Последнее обстоятельство обеспечивает значительную экономию электроэнергии.
Рисунок – Стеклопластиковые насосные штанги


Проведенный на трех скважинах эксперимент показал, что удельное потребление электроэнергии после внедрения стеклопластиковых штанг взамен стальных при прочих равных условиях (типоразмер ШГН, глубина спуска, параметры откачки) снизилось в среднем на 10% (рисунок 1.2).
Основная цель увеличения доли ШНС в подвесках также заключается в снижении вероятности отказов компоновок по причине коррозии. Как следует из динамограмм работы УШГН с компоновками насосных штанг различных типов, при использовании подвесок с 90%-ной долей ШНС происходит выраженное растяжение колонны. Как показали расчеты, за счет удлинения штанг коэффициент подачи насоса снижается на 25% (рисунок 1.3). Данные потери возможно скомпенсировать за счет увеличения параметров откачки.

Рисунок 1.2 – Экономия электроэнергии за счет использования ШНС



Рисунок – Динамограммы работы УШГН с компоновками штанг различных типов
1.1.2 Пружинные фильтры
Основная конструкционная особенность пружинных фильтров производства ООО «РУСЭЛКОМ» заключается в круглой форме сечения, за счет которой обеспечивается минимальное гидродинамическое сопротивление в гидросреде и максимальная скорость движения потока – приблизительно в два раза выше, чем в щелевых фильтрах с треугольным сечением (рисунок 1.4).
В конструкции предлагаемых нами фильтров используется пружина круглого сечения со свободно закрепленными витками: витки между собой никак не фиксируются.
Рисунок – Сравнение конструкций щелевого и пружинного
фильтров

1.1.3 Скважинный регулируемый фильтр
Конструкция ФРНП-1 УМ была разработана и запатентована еще в 1990-х годах. Первый фильтр с пружинным эффектом был изготовлен для УШГН (рисунок 1.5). После этого конструкция дорабатывалась в течение нескольких лет и была в значительной степени усовершенствована. Текущая версия фильтра называется ФРНП-1УМ. Это скважинный регулируемый фильтр модульной конструкции. Например, в малодебитной скважине можно использовать одну секцию или подключить вторую при необходимости. В последнем случае пропускная способность для добываемой жидкости увеличится в разы.

Рисунок 1.5 – Фильтр скважинный регулируемый ФРНП-1УМ

Другая особенность фильтра состоит в наличии центраторов, которые служат в том числе для защиты от засорения щели, которая находится перед фильтрующим элементом. Сам же фильтрующий элемент находится под защитой корпуса, что также исключает возможность его защемления и повреждения.
В 2009 году на объектах одного из нефтегазодобыващих предприятий Краснодарского края были смонтированы четыре скважинных регулируемых фильтра. До использования ФРНП-1УМ средняя наработка скважин составляла 50 сут, после внедрения – превысила 110 суток.
При использовании фильтра ФРНП-1УМ в ПАО «ЛУКОЙЛ» наработка ГНО увеличилась в первой скважине от 282 до 324 сут, во второй – от 303 до 388 суток. В ПАО «Татнефть» наработка ФРНП-1УМ на нескольких скважинах превысила отметку 1000 суток.
1.1.4 Газопесочное регулируемое устройство
Следующая разработка – газопесочное регулируемое устройство (ГРУ), которое служит для предотвращения попадания механических примесей и попутного газа на прием ГНО. Текущая версия, уже третья по счету, называется ГРУ-3 (рисунок 1.6). Устройство обеспечивает стабильную работу ШГН в скважинах с повышенным содержанием попутного газа, обладает модульной конструкцией, а в качестве фильтрующего элемента используется коррозионностойкая пружина.


Рисунок 1.6 – Десендер ГРУ-3

От предыдущих моделей ГРУ-3 отличает наличие трех ступеней очистки от механических примесей: механической, гидроциклонной и гравитационной. Принцип работы устройства представлен на рисунке 1.7: добываемая жидкость на входе в десендер ГРУ-3 очищается от пузырьков газа и крупных мехпримесей, затем при протекании через шнек, мехпримеси отделяются от жидкости центробежными силами, после чего поток жидкости поворачивается на 180° и поступает на прием ШГН, при этом мехпримеси отделяются гравитационными силами. Отсеянные мехпримеси оседают в шламосборнике, который собирается из НКТ.
В таблицах 1.1 и 1.2 приведены результаты ОПИ десендера ГРУ-3, выполненных на одном из месторождений Республики Удмуртия.

Рисунок – Принцип работы десендера ГРУ-3

Таблица 1.1 – Показатели наработки скважин до и после внедрения газопесочной регулируемой установки ГРУ-3 (Республика Удмуртия)



Таблица 1.2 – Коэффициент взвешенных частиц до и после внедрения газопесочной регулируемой установки ГРУ-3 (Республика Удмуртия)

1.1.5 Компоновка одновременно-раздельной эксплуатации
Классическая компоновка по схеме ШГН-ШГН позволяет эксплуатировать объекты на глубине до 1300 м и обеспечивает общий дебит двух объектов до 83 м3/сут: до 28 м3/сут – из верхнего объекта и до 55 м3/сут – из нижнего (таблица 3).

Таблица 3 – Критерии применимости компоновки ОРЭ ШГН-ШГН

Условия работы ШГН в данной системе ОРЭ аналогичны «стандартным» условиям эксплуатации штангового насоса. Насосы устанавливаются на одной оси с использованием одной колонны НКТ и приводятся в движение колонной полых штанг одним приводом: станком- качалкой (СК), цепным приводом или гидроприводом. В схеме ОРЭ также присутствуют пакер ПРО-ЯМО2, который служит для разделения пластов, промывочный клапан и устьевая арматура для разделения потоков (рисунок 1.8).
Из нижнего пласта забор жидкости производится трубным насосом типа ННБ, плунжер которого через полый шток соединен с колонных полых штанг. Далее по полым штангам, через полый устьевой шток, тройник и гибкий рукав жидкость направляется в трубопровод и узел учета. Из верхнего пласта жидкость отбирается трубным специальным насосом типа НН-2СП с полым штоком и плунжером специальной конструкции. Из насоса жидкость поступает в зазор между колонной НКТ и полой штангой и через переходник устьевого сальника – в трубопровод и узел учета.


Рисунок 1.8 – Компоновка ОРЭ ШГН-ШГН

1.1.6 Линейные приводы штанговых глубинных насосов
Одной из современных альтернатив СК для фонда УШГН служат линейные приводы ШГН, обладающие рядом преимуществ по сравнению с СК. В этой связи на месторождениях ПАО «Оренбургнефть» с 2013 года проводятся ОПИ и подконтрольная эксплуатация оборудования данного типа.
Ввиду большого эксплуатационного срока парка СК (от 15 до 30 лет) и их физического износа возникла необходимость приобретения новых приводов ШГН.
Помимо изношенности действующий парк СК обладает еще одним существенным для современных условий недостатком: возможности мониторинга и автоматизации управления силовым приводом весьма ограничены. Это снижает оперативность реагирования на осложнения, возникающие при эксплуатации УШГН, и изменения скважинных условий.
Поэтому технологии, направленные на повышение эффективности работы УШГН, представляют особый интерес для нефтяников. Одна из относительно недавно появившихся на рынке технологий – линейный привод штангового глубинного насоса марки LRР®. Это реечный привод, с помощью которого обеспечивается возвратно-поступательное движение штока глубинного насоса в скважине путем передачи вращательного движения от реверсивного асинхронного двигателя через редуктор и шестеренчатые передачи на зубчатую рейку, к которой крепится полированный шток (рисунок 1.9). При каждом рабочем ходе стойка смазывается за счет погружения в полностью закрытую масляную ванну. А благодаря этой кинематической схеме реечной передачи движение штока может регулироваться в широком диапазоне заданных параметров.
Привод устанавливается на планшайбе фонтанной арматуры непосредственно на скважине. Дополнительных поддерживающих конструкций или фундамента не требуется.
В процессе эксплуатации линейный привод электроэнергия потребляется только при ходе штока и насосных штанг вверх, а при ходе вниз электроэнергия, наоборот, вырабатывается и используется для торможения системы. Станция управления линейного привода предназначена для автоматического регулирования режимов эксплуатации насосной установки в оптимальном диапазоне притока жидкости. В случае LRР® функции управления приводом и мотором реализуются при помощи контроллера и программного обеспечения компании-разработчика системы (UNIСО) на основании разработанной математической модели скважины. Это позволяет системе управлять параметрами добычи в реальном времени и автоматически подстраиваться под оптимальные режимы добычи без участия оператора (рисунок 1.10).

Весь текст будет доступен после покупки

-

Весь текст будет доступен после покупки