Повышение эффективности эксплуатации штанговых насосных установок в высокообводненных скважинах

• Автор: Кочеков, Михаил Артемьевич
• Шифр специальности: 25.00.17
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2014
• Место защиты: Уфа
• Количество страниц: 132 с. : ил.

СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ
1 ОСОБЕННОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ШТАНГОВЫХ СКВАЖИННЫХ НАСОСНЫХ УСТАНОВОК НА ВЫСОКООБВОДНЕННОМ ФОНДЕ СКВАЖИН ЗАПАДНОЙ СИБИРИ
Е1 Структура фонда скважин, оборудованных штанговыми скважинными насосными установками в ОАО «Сургутнефтегаз»
1.2 Особенносп'1 влияния коррозионного воздействия на металлические конструкции и сооружения
1.3 Применяемые методы предотвращения коррозионного разрушения металлоконструкции при воздействии минерализованной воды

1.4 Выводы к главе

2 АНАЛИЗ ВЛИЯНИЯ ОБВОДНЕННОСТИ ПРОДУКЦИИ СКВАЖИН НА НАРАБОТКУ ДО ОТКАЗА ПОДЗЕМНОГО ОБОРУДОВАНИЯ ШТАНГОВЫХ СКВАЖИННЫХ НАСОСНЫХ УСТАНОВОК
2.1 Статистический анализ влияния обводненности продукции периодических наклонно направленных скважин с тангенциальным профилем на наработку колонны штанг до отказа
2.2 Влияние компонентного состава добываемой жидкости и попутного газа на рост коррозионных процессов колонны штанг
2.2.1 Коррозионная активность основных типов пластовых вод добываемых на нефтяных месторождениях
2.2.2 Влияние компонентов попутного нефтяного газа на рост коррозионных процессов поверхности колонны штанг
2.3 Выводы к главе

3 ИССЛЕДОВАНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ШТАНГОВЫХ СКВАЖИННЫХ НАСОСНЫХ УСТАНОВОК В УСЛОВИЯХ ВЫСОКООБ-ВОДНЕННЫХ НАКЛОННО НАПРАВЛЕННЫХ СКВАЖИН С ТАНГЕНЦИАЛЬНЫМ ПРОФИЛЕМ
3.1 Влияние параметров работы привода и глубины спуска ШГН на частоту обрывов штанг и проектный межремонтный период подземного оборудования в наклонно направленных скважинах с тангенциальным профилем
3.1.1 Частота обрывов колонны штанг в условиях наклонно направленных скважин с тангенциальным профилем
3.1.2 Влияние параметров работы привода и глубины спуска ШГН на проектный межремонтный период подземного оборудования высокооб-водненного фонда скважин
3.2 Расчет места установки центратора в зоне расположения насоса с учетом влияния перепада давления, возникающего в штанговой колонне при такте нагнетания
3.3 Анализ применения технологии «Стеклопластиковая штанга» в ОАО «Сургутнефтегаз»
3.4 Выводы к главе
4 ИССЛЕДОВАНИЕ СМАЧИВАНИЯ КОЛОННЫ 111 ГАНГ ПЛАСТОВОЙ ВОДОЙ В ПРИУСТЬЕВОЙ ЗОНЕ ПЕРИОДИЧЕСКОГО ВЫСОКООБВОД-НЕННОГО ФОНДА СКВАЖИН НА УХУДШЕНИЕ ЕЕ ПРОЧНОСТНЫХ ХАРАКТЕРИСТИК
4.1 Модель смачивания колонны штанг высокообводненной продукцией скважины

4.2 Экспериментальное определение влияния смачивания и новизны колонны штанг на рост микротрещин и поверхностной коррозии

4.2.1 Определения влияния смачивания и новизны колонны штанг на процессы поверхностной коррозии
4.2.2 Определение влияния процессов смачивания и новизны колонны штанг на развитие сечи микротрещин на поверхности с помощью электромагнитного дефектоскопа
4.3 Экспериментальное изучение влияние смачивания и новизны колонны штанг на прочностные характеристики колонны штанг при статическом растяжении на разрывной машине ИР-500
4.3.1 Общие сведения о механических испытаниях
4.3.2 Краткие сведения о современных машинах для испытания образцов
на растяжение
4.3.3 Определение и анализ влияния смачивания пластовой водой и новизны колонны штанг па прочностные характеристики при статическом разрыве на разрывной машине ИР-500
4.4 Разработка технических средств по ограничению влияния коррозионной среды на поверхность колонны штанг и упрочнению муфтовых соединений в условиях больших углов наклона ствола скважины
4.4.1 Насосная штанга с винтовым ребром и маслобензостойким покрытием
4.4.2 Двухсекционная соединительная муфта колонны штанг
4.4.3 Шарнирная муфта насосных штанг
4.4.4 Полая насосная штанга с внутренним стержнем
4.5 Выводы к главе 4
ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАН ПЫХ ИСТОЧНИКОВ
ПРИЛОЖЕНИЕ «ПРИВЕДЕНИЕ ЬЕЗ РАЗМЕР НОЙ ФУНКЦИИ А к ОДНОЧЛЕННОЙ СТЕПЕННОЙ ФУНКЦИИ»

В рассматриваемом регионе наибольшее распространение получил гидрокар-бонатно-натриевый и хлоркальциевый тип пластовой воды, характеризующийся преобладанием ионов СГ, №' и НС03. При этом минерализация пластовых вод изменяется от 18 до 23 г/л. По результатам проведения серии полных химических анализов пластовой воды добываемой на месторождениях Западной Сибири выявлено, что водородных показатель (pH) изменяется от 7 до 7,5, что не относит данные воды ни к кислым, ни к щелочным, при которых возможно выделение коррозионно-опасного С
2.2.2 Влияние компонентов попутного нефтяного газа на рост коррозионных процессов поверхности колонны штанг.
Большинство месторождений нефти и газа характеризуется присутствием пластовых вод, представляющих собой выеокоминерализованные растворы солей преимущественно хлористого натрия и кальция. Наличие в растворах кислорода, углекислого газа, или сероводорода повышает коррозионную активность пластовых.
Анализ компонен тного состава попутного нефтяного газа с месторождений Западной Сибири, выявил, что в его составе большую часть составляют углеводородные газы, в меньшем количестве С02 и N2.
Рассмотрим более подробно коррозионную активность каждого из этих компонентов. В зависимости от количественного соотношения растворенных в добываемой продукции агрессивных газов коррозионные процессы, протекающие в НКТ, подразделяются на процессы кислородной, углекислотной, сероводородной коррозии. Вследствие отсутствия свободного кислорода в НКТ добывающих скважин, кислородный вид коррозии отсутствует в условиях присущих эксплуатации колонны штанг. Наибольший вред оборудованию нефтяных и газовых скважин, наряду с сероводородом, причиняет углекислотная коррозия. Независимо от продукции скважин (нефть, газ) углекислотная коррозия протекает по электрохимическому механизму в результате наличия пластовых вод. Однако в определенных условиях в присутствии С02, коррозия может развиваться в результате