Автоматизація свердловин, обладнаних штанговими глибинними насосами
Введення
автоматизація штанговий насос
Сучасний підхід до автоматизації процесів нафтовидобутку диктує жорсткі вимоги до програмно-апаратних комплексів контролю і управління ШГН. Це обумовлено виснаженням ресурсів нафтових пластів, високою вартістю електроенергії, прагненням нафтових компаній знизити витрати на ремонт свердловин і більш ефективно використовувати свій персонал. Тому підприємствам доводиться вибирати найбільш оптимальні засоби автоматизації.
Метою випускної кваліфікаційної роботи є вибір СУ свердловиною, обладнаної ШГН.
Завданнями випускної кваліфікаційної роботи є:
вивчення пристрою ШГНУ;
вивчення системи автоматизації свердловин, обладнаних ШГН;
вибір СУ.
1. Загальні відомості про штангових глибинних насосних установках
1.1 Актуальність використання штангових глибинних насосів
Експлуатація свердловин ШГН широко поширена на більшій частині нафтовидобувних родовищ світу і Росії, структура фонду нафтових видобувних свердловин показана на малюнку 1.1.
Малюнок 1.1 - Структура фонду нафтових видобувних свердловин станом на 2009 рік
Штангові насоси, які складають 41% від загальної структури фонду - традиційно експлуатуються на нізкодебітних свердловинах (до 40 т на добу), сумарний видобуток з використанням штангових глибинних насосів становить близько 15%.
Останнім часом видобуток нафти за допомогою фонтануючих свердловин фактично припинилася. Багато свердловини, пробурені на нафтоносні пласти, відразу після закінчення буріння вводяться в експлуатацію насосним способом. Безперервно зростає фонд малодебітних свердловин, доходить до 3 т/добу.
Потужність насосного обладнання на них в 4-5 разів перевищує необхідну. В даний час у вартості нафти експлуатаційні витрати на електроенергію та обслуговування енергетичного комплексу доходять до 45-50%. Процес видобутку нафти після геологічних робіт і буріння свердловин починається з вибору обладнання. Середній термін експлуатації нафтових свердловин близько 20 років. За цей час обладнання змінюється кілька разів. Це пояснюється не стільки його фізичним зносом, скільки зміною дебіту нафти. Коли дебіт свердловини стає менш 100 т/добу /, встановлюється ШГНУ. Є свердловини, на яких відразу після буріння встановлюються СК і до 75% свердловин в Росії обладнані ними. Якщо продуктивність насоса СК ??перевищує нефтеотдачу свердловини, то в даний час або змінюють СК, або переводять її в періодичний режим роботи. Причому удавана економія електроенергії і мотогодин роботи обладнання при періодичної експлуатації свердловин насправді призводить до збільшення питомої витрати електроенергії на тонну видобутої нафти і до ускладнення умов експлуатації обладнання.
Інші види насосного обладнання мають зараз обмежене застосування.
Ринок ШГНУ характеризує загальна негативна динаміка. Штангові насоси заміщаються на УЕЦН, що особливо яскраво виражено в Західному Сибіру.
Ця тенденція обумовлюється комплексом причин:
в останні роки не було введено жодного нового великого родовища, яке б оснащувалося верстатами-гойдалками;
підвищення якості російських УЕЦН, поширення їх в сегментах, які були прерогативою використання ШГН (малодебітні свердловини);
малодебітні свердловини і свердловини з високою обводненість (цільовий сегмент для ШГНУ) з падінням світових цін зважаючи на неефективність виводяться з експлуатації;
технологічні обмеження: складність монтажу верстатів-качалок на нових промислах у віддалених районах, коли споруду пальового фундаменту дорожче самого обладнання;
високий період напрацювання на відмову ШГН (при правильній експлуатації може прослужити 50 років), що скорочує потребу в їх заміні;
висока вартість обладнання, нерозвиненість сервісу.
Тим часом, у ряді нафтовидобувних регіонів (Татарстан і Башкортостан) ШГН не мають альтернативи, що гарантує стабільний попит.
Згідно з оцінками Research Techart, за підсумками 2009 р продажу УЕЦН в натуральному вираженні збільшилися. При цьому у вартісному еквіваленті обсяг ринку зменшився на +8%, в першу чергу, зважаючи на скорочення нафтов...
