Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1 Обзор технической и патентной литературы 8
1.1 Обзор журнальных статей и книг по расчету и конструированию колонны штанг в пространственно искривленных скважинах 8
1.2 Обзор работ об особенностях эксплуатации скважинных штанговых насосов в пространственно искривленных скважинах 15
1.3 Пути совершенствования техники и технологии эксплуатации пространственно искривленных скважин с целью улучшения работы штанговой колонны, прошедшие промысловые испытания 23
1.4 Выводы по первой главе 3 5
ГЛАВА 2 Аналитическое исследование сил трения, изгибающих и крутящих моментов в штанговой колонне при эксплуатации скважин с пространственным искривлением ствола 37
2.1.1 Анализ пространственного положения ствола скважины 37
2.1.2 Расчет угла искривления ствола скважины с учетом зенитных и азимутных отклонений 41
2.2 Определение интенсивности искривления внутренних колонн в пространственно искривленных скважинах 43
2.3 Исследование закономерностей изменения сил трения насосных штанг о трубы в процессе эксплуатации 49
2.4 Расчет крутящего момента, возникающего в колонне насосно-компрессорных труб в пространственно искривленных скважинах 54
2.5 Блок-схема математического моделирования 62
2.6 Выводы по второй главе 65
ГЛАВА З Способы повышения надежности штанговой колонны в пространственно искривленных скважинах 66
3.1 Место расположения насосной установки в стволе скважины для снижения усилий в штанговой колонне 66
3.2 Способы повышения надежности штанговых колонн в пространственных искривленных скважинах 68
3.3 Вывод по 3-ей главе 81
ГЛАВА 4 Совершенствование технологии эксплуа тации пространственно искривленных скважин 82
4.1 Оптимизации профиля ствола пространственно искривленной скважины 82
4.2. Разработка технических средств для предупреждения продольного изгиба цилиндра штангового насоса в пространственно искривленных скважинах 90
4.3 Обоснование и разработка штанговой насосной установки с двухцилиндровым насосом 97
4.4. Вывод по 4-ой главе 104
Основные выводы и рекомендации 105
Литература
- Обзор работ об особенностях эксплуатации скважинных штанговых насосов в пространственно искривленных скважинах
- Расчет угла искривления ствола скважины с учетом зенитных и азимутных отклонений
- Способы повышения надежности штанговых колонн в пространственных искривленных скважинах
- Разработка технических средств для предупреждения продольного изгиба цилиндра штангового насоса в пространственно искривленных скважинах
Введение к работе
Известно, что свыше 70% действующего фонда скважин страны оборудовано штанговыми глубинными насосами (ШСНУ), что объясняется простотой и высокой надежностью этого способа эксплуатации. Немаловажное значение имеет и тот факт, что данный метод наиболее экономичен и гибок в отношении регулирования отборов жидкости нужных объемов с различных глубин. В то же время на многих месторождениях наблюдается тенденция к увеличению числа искривленных скважин, что негативно влияет на напряженно-деформированное состояние штанговой колонны. Так, например, в объединении "Башнефть" более 80 % проводимых скважин являются искривленными, на Самотлорском месторождении в НГДУ-2 это число составляет свыше 95 %.
Искривленность профиля ведет к появлению значительных сил трения штанг о трубы, интенсивному износу трущихся поверхностей, увеличению нагрузок на насосные штанги и наземное оборудование. Причем искривленность скважины во всех случаях носит пространственный характер, т.е. изменение направления ствола скважины происходит как по зениту, так по азимуту. Вследствие этого работоспособность и надежность ШСНУ резко падает, пространственный характер профилей добывающих скважин, в силу наличия изгибающих и крутящих моментов в штанговой колонне, вносит существенные осложнения в работу насосной установки. На отдельных участках ствола с пространственным искривлением возникают локальные изгибающие и крутящие моменты, приводящие либо к отвороту колонны штанг, либо к обрыву за счет повышенного суммарного напряжения. Кроме крутящего момента, растягивающих, сжимающих и изгибающих нагрузок, на штанги действуют также силы трения о внутренние стенки насосно-компрессорных труб. Интенсивность этих сил обусловливается степенью пространственной кривизны ствола. Полностью не изученным остается характер влияния крутящего и изгибающего моментов на деформировано-напряженное состояние штанговой колонны ШСНУ.
Задача повышения надежности работы штанговых установок связана именно с проблемой уменьшения влияния крутящих и изгибающих моментов на колонну, которые напрямую связаны с ее нагруженностью внешними силами.
Целью настоящей работы является разработка технических средств, повышающих надежность работы штанговой колонны путем снижения внешней нагрузки на колонну на базе исследований напряженно-деформированного состояния штанговой колонны ШСНУ в пространственно искривленных скважинах.
Задачами исследований являются
1. Анализ литературных источников и промысловых данных о напряженно-деформированном состоянии штанговой колонны ШСНУ в пространственно искривленных скважинах.
2. Разработка методики и расчет пространственной кривизны внутренних колонн на пространственно искривленных участках по координатным параметрам реперных точек.
3. Уточнение расчетных формул для определения локальных крутящих моментов в штанговой колонне, заключающееся в учете изначальной зависимости крутящих моментов от пространственной формы ствола, дополнительно к моменту, возникающему от действия внешней нагрузки.
4. Оценка работы шарнирных соединений насосных штанг в пространственно искривленных скважинах.
5. Разработка методов и технических средств снижения нагрузки на штанговую колонну в пространственно искривленных скважинах.
Методы решения поставленных задач
Задачи решались проведением логических и расчетных исследований пространственной кривизны внутренних колонн на пространственно искривленных участках по координатным параметрам точек необсаженной скважины с привлечением современных средств вычислительной техники.
Научная новизна
1. Впервые проведен расчет углов искривления внутренних колонн в стволе скважины. Для этого применен метод координатных параметров трех точек. Установлено, что внутренние колонны имеют отклонения, незначительно отличающиеся от профиля необсаженного ствола скважины, что дает основание их идентифицировать.
2. Аналитически установлено, что крутящие моменты в штанговой колонне, аналогично с изгибающим моментом, имеют локальные значения в зависимости от пространственной кривизны ствола скважины, и усиливаются при действии внешних растягивающих нагрузок.
3. Аналитически установлено, что шарнирные соединения насосных штанг ввиду увеличенного диаметра имеют повышенное трение в паре с насосно-компрессорной трубой, что негативно влияет на работоспособность скважинного оборудования.
4. Предложена на уровне изобретения конструкция ШСНУ для применения в пространственно искривленных скважинах.
Практическая ценность работы
1. Создан алгоритм для расчета интенсивности искривления ствола скважины и напряжений, действующих на штанговую колонну.
2. Разработана новая методика расчета пространственной кривизны внутренних колонн и рекомендация по выбору интервала размещения скважинного насоса.
3. Показано отрицательное влияние шарнирных соединений штанговой колонны в пространственно искривленных скважинах на ее надежность.
4. Предложена конструкция штанговой насосной установки с двухцилиндровым насосом, применение которого даст возможность решить проблемы не только со штанговой колонной, но и в целом по повышению эффективности добычи нефти ШСНУ за счет снижения нагрузки на приводную часть установки.
Основные положения, защищаемые в работе
1. Расчет крутящего момента в колонне штанг.
2. Расчет сил трения в паре «штанговая муфта - насосно-компрессорная труба».
3. Отличие расположения внутренних колонн в скважине по отношению к профилю необсаженного ствола скважины.
4. Конструкция и преимущества ШСНУ с двухцилиндровым насосом.
Понятно, что в рамках одной работы трудно охватить все многообразие задач, выдвигаемых практикой эксплуатации скважин ШСНУ в осложнённых условиях. Поэтому основное содержание работы посвящено изучению самых основных и узловых, на наш взгляд, вопросов, решение которых позволит в скором времени поднять технологию добычи нефти на более высокий уровень.
Автор выражает искреннюю благодарность доктору технических наук, профессору Ишмурзин А.А. за научное руководство работой, сотрдникам кафедры НГПО, оказавшим большую помощь в проведении работ.
Обзор работ об особенностях эксплуатации скважинных штанговых насосов в пространственно искривленных скважинах
Вопросам увеличения надежности работы скважинных штанговых насосных установок посвящен ряд отечественных работ [1,2,3,4,6,25,26,39,40,41,49,61,69,70,104,106]. Во многих работах показано значительное снижение межремонтного периода (МРП) по мере роста кривизны ствола скважины. В пространственно искривленных скважинах основным элементом, ограничивающим надежность и работоспособность насосной установки, является штанговая колонна. Повышение надежности штанговых колонн возможно на основе разработки и внедрения мероприятий, направленных на уменьшение отрицательного влияния основного фактора - кривизны скважины.
Авторы пришли к выводу о том, что трение штанг о трубы с учетом пространственной кривизны скважины, увеличивает амплитудные значения нагрузок на колонну, вызывая тем самым повышенную частоту их обрывов. Величина нагрузок на колонну существенно возрастает в присутствии сил полусухого трения штанг о трубы в искривленных скважинах. Поэтому этот круг вопросов по существу и предопределил предмет исследований настоящей работы.
Значительная часть штанговых установок работает с низким коэффициентом подачи [19,93,101,114]. Коэффициент подачи ниже 0,2 и временные срывы подачи жидкости насосом вызывают резкое увеличение температуры насоса. За 8 часов работы в таком режиме температура насоса повышается на 55-60 С от исходной температуры. Значительное повышение температуры, кроме влияния на производительность насоса [92], вызывает тепловое заклинивание плунжера в цилиндре. Указанный эффект в скважинах Западной Сибири усиливается работой насосов в изогнутом (напряженном) состоянии, вызванном пространственным искривлением ствола в рабочей зоне насоса. Рост удельного расхода электроэнергии с уменьшением коэффициента подачи насоса происходит по гиперболической зависимости. При снижении коэффициента подачи от 1,0 до 0,6 рост удельного расхода электроэнергии незначителен - в пределах 4,0...12,0 Вт-ч/т. В этом интервале изменения коэффициента подачи удельный расход электроэнергии для насосов малых, средних и больших диаметров практически одинаков. При дальнейшем снижении коэффициента подачи ниже 0,5 удельный расход электроэнергии резко возрастает (15- 90 Вт-ч/т). Указанные факторы в сочетании с имеющимся дефицитом оборудования приводят к увеличению бездействующего фонда скважин (Северо-Салымское месторорждение - 18,5%, Мамонтовское месторождениее 52,5% насосного фонда в бездействии по АО «Юганскнефтегаз», Самотлорское месторождение 35,5%) насосного фонда в бездействии по ЗАО «Центрофорс») [114]. Неучет степени кривизны ствола скважины и температурного режима в рабочей зоне насоса также вызывают повышенное количество отказов подземного оборудования, связанное с заклиниванием плунжерной пары. Эти отказы естественно снижают эффективность процесса эксплуатации месторождений.
К основным факторам, осложняющим добычу нефти штанговым насосом в пространственных искривленных скважинах, относятся: большая глубина скважин, высокие значения температуры нефти на забое и газового фактора, вынос мехпримесей из пласта, обводнение продукции и наличие многолетнемерзлых горных пород [57].
Вынос механических примесей из-за слабой сцементированности породы пласта наряду с их привнесением с поверхности при подземных ремонтах приводит к их накоплению и засорению рабочих органов насосов осложнениям при освоении скважин, износу и выходу из строя подземного оборудования [71,79,95].
Исследования этого явления в пространственно искривленных скважинах показывают, что значительная часть плохопроницаемых осадков транспортируется, перемещаясь по нижней стенки скважины, образуя при этом так называемую «песчаную постель». Осевший осадок образует дюны, что является наиболее опасным при зенитном угле ствола 40-60, так как прекращение движения восходящего потока жидкости или уменьшения его пульсирующей скорости, приводит к нарушению условий равновесия дюн и сползания их вниз. Это в свою очередь приводит к прихвату подземного оборудования штангового насоса и как следствие к техническим проблемам при запуске оборудования в работу.
Расчет угла искривления ствола скважины с учетом зенитных и азимутных отклонений
Участок для спуска насоса выбирают по возможности без изгибов, т.е. с постоянными значениями зенитных углов. Однако, как показывают расчеты, этот интервал имеет кривизну, обусловленную наличием азимутных отклонений, как, например, в скважине № 14136/476 интервал 1880-1900м и в скважине № 14843/1665 интервал 1760-1781 где зенитные углы сохранены (таблица 2.6 и таблица 2.7).
После вычисления интенсивности искривления обсадной колонны стало ясно, что обсадная колонна не имеет прямых интервалов, как это показано в данных инклинометрии скважины. Следовательно, насосная компоновка в скважине принимает профиль изгиба в соответствии с искривленностью интервала. При этом интенсивности искривления іобс =0,23921 соответствует радиус искривления R=2395 м (в скважине №14136/476) и і0бс =0,36642 соответствует радиус искривления R=1564 м (в скважине №14136/476). Это значит, что насосная компоновка в скважине имеет изгиб такого же радиуса.
Предложенная методика для определения угла искривления ствола промежуточных колонн в скважине по координатным параметрам точек относительно проста и, ввиду незначительной величины погрешности, вполне приемлема для практических расчетов.
Рассмотрено влияние диаметра штанговой колонны на величину коэффциента трения. При этом учтены два фактора: 1) возрастание силы прижатия муфты к насосно-компрессорной трубе ввиду искривленности колонны; 2) образование желоба на участках искривления профилей скважин внутренней поверхности насосно-компрессорной трубы ввиду износа в процессе эксплуатации, по которому совершают возвратно поступательное движение соединительные муфты штанг.
Радиус кривизны желоба при этом меняется соответственно диаметру штанги или муфты. Очевидно, что при этом режим трения от жидкостного смещается в сторону граничного трения и коэффициент трения возрастает. Экспериментально установлено, что при смазке нефтью или маслом без песка при относительных скоростях соответствующих реальным промысловым режимам эксплуатации, трущиеся поверхности прирабатываются примерно через 8 часов [41, 42]. В течение этого периода коэффициент трения не зависит от длительности работы колонны штанг в скважине после очередного спуска, а зависит только от физико-химических свойств откачиваемой жидкости.
Из промысловой практики известно, что в процессе эксплуатации насосно-компрессорные трубы на участках искривления профилей скважин интенсивно изнашиваются. В результате на внутренней поверхности НКТ образуется желоб, играющий роль направляющей для муфты или штанги. Радиус кривизны желоба соответствует при этом радиусу поперечного сечения штанги или муфты соответственно. При этом глубина желоба является величиной переменной, предельным значением которой можно считать толщину стенки подъемной колонны.
Зубаировым С.Г. [41] получена аналитическая зависимость, по которой можно вычислять силу трения. Расчетная схема, соответствующая моменту образования свища в зоне контакта муфты с НКТ, представлена на рисунке 2.5.
С помощью компьютерной программы, зависимость коэффициент приведения от диаметра штанги или муфты d определилась по формуле / = 0,00(Ш2 -0.0228«/+ 1.67025 (2.22) где d- диаметр внутренней колонны или муфты. Нормальную силу N, возникающую между трубами и штангами, в местах изгиба скважины, можно определить по упрощенной формуле В.Ф.Троицкого где N - нормальная сила, действующая в точках соприкосновения штанговых муфт с насосными трубами в интервале /, Н; 1о - длина штанги, м; Р - усилие, действующее на колонну штанг в середине интервала от веса самих штанг и веса столба жидкости, Н; Si, 2 - кривизна в начале и в конце интервала, рад; /? - разность азимутов начала и конца интервала, рад.
При расчете силы механического трения штанг использована следующая зависимость Ю.А.Песляка [75]: a, W5X /=i po+ Ъ-sinS, (2.24) где A/, - длина і - го участка с отклонением St от вертикали, м; Рп -текущая суммарная нагрузка от веса жидкости, веса штанг и сил трения, приложенная к нижнему сечению /-го участка, Н; Si, аг углы отклонения і -го участка ствола скважины от вертикали и по азимуту соответственно, рад.
Способы повышения надежности штанговых колонн в пространственных искривленных скважинах
В пространственно искривленных скважинах основным элементом, ограничивающим надежность и работоспособность насосной установки, является штанговая колонна. Повышение надежности штанговых колонн возможно на основе разработки и внедрения мероприятий, направленных на уменьшение отрицательного влияния основного фактора - кривизны скважины.
Статистика по надежности штанговой колонны в Самотлорском нефтегазодобывающем управлении № 2 (СНГДУ-2) следующая. В течение 2000 года действующий фонд скважин оборудованных ШСНУ в СНГДУ-2, вырос с 858 до 900 скважин, а в 2002 году этот рост составил от 946 до 1010 скважин. За 2000 год произошло 388 отказов штанговых колонн, вызванных обрывами и отворотами штанг и муфт. В течение 2002г. произошло 546 обрывов и отворотов штанговых колонн.
Для упрощенной оценки надежности штанговых колонн был принят используемый в практике эксплуатации ШСНУ коэффициент отказов, определяемый отношением числа обрывов и отворотов колонн к действующему фонду скважин. В работе [57], результаты расчетов коэффициента отказов по месяцам 2000 и 2002 гг. приведены в таблице 3.1. Откуда видно, что изменение коэффициента отказов по месяцам 2000 года находится в интервале от 0,02 до 0,04, по месяцам 2002 года - от 0,03 до 0,05, т.е. произошло увеличение отказов штанговых колонн при одинаковом интервале значений коэффициента отказов, равном 0,02. За 2000 год коэффициент отказов штанговых колонн составил 0,36, а за 2002 год - 0,58. Равенство интервалов, оценивающих разброс значений коэффициента отказов в разные годы, позволяет говорить о стабильности действующих факторов.
Наиболее распространенный профиль штанговых колонн, работающих в пространственно искривленных скважинах, состоит из 3-х участков - вертикального; участка набора кривизны и снижения кривизны. Анализ профиля штанговых колонн по 78 скважинам показывает, что средняя величина вертикального участка ствола скважин в среднем составляет 20 метров. Далее следует участок набора кривизны (выпуклый участок) и продолжается он в среднем до глубины 320 метров. Зенитный угол в этой точке равен в среднем 23 и угол азимутального отклонения -190. Затем до глубины 960 м идет снижение кривизны со средним зенитным углом 23 и азимутальным составляющим 180-200. Чередование участков набора кривизны и снижения кривизны повторяется.
Результаты распределения обрывов штанг по участкам приведены в [114], откуда видно, что на участке набора кривизны отмечается в среднем 80,3 % обрывов штанговых колонн, и на участке снижения угла отмечается 19,7 % от всех отказов колонн. Как видим, наибольшее число отказов характерно для участка набора кривизны.
Практика применения насосных штанг и анализ их работы [56] показывают, что около 70 % отказов штанговых колонн составляют обрывы штанг по телу, 10 % - их отвороты и остальное обрывы по резьбе и муфте. Процентные соотношения различных отказов штанговых колонн в СНГДУ-2 приведены в таблице 3.2.
Наибольшее число отказов штанговых колонн вызвано обрывами штанг (см. табл. 3.2). Внутренние дефекты металла не являлись причиной зарождения трещины. Следовательно, причины обрывов надо искать в методике подбора штанговых колонн по части оценок максимальных и минимальных нагрузок на штанги и допускаемых приведенных напряжений.
Разработка технических средств для предупреждения продольного изгиба цилиндра штангового насоса в пространственно искривленных скважинах
Недостатком данной насосной установки является то, что открытие и закрытие всасывающего и нагнетательного клапанов увязаны с движением колонны штанг через трение с ее нижней частью, следовательно, с присутствием продольного изгиба нижней части колонны штанг при ходе плунжеров вниз. Кольцевая камера как цилиндр насоса, работающая от действия плунжера, не приспособлена для нагнетания газа. Конструкция нагнетательного клапана не приспособлена для откачки жидкости с содержанием песка и имеется опасность защемления песка в контактном зазоре седла и клапана, и связанное с этим снижение надежности насосной установки.
Величина нагрузки на штанговую колонну, таким образом, зависит от диаметра скважинного насоса. Для осуществления вышеприведенного теоретического положения предложено техническое решение «Штанговая насосная установка с двухцилиндровым насосом» (рисунок 4.4), применение которого даст возможность снизить нагрузку на приводную часть насосной установки, не снижая при этом добычу нефти [41].
Поставленная цель достигается тем, что в скважинной насосной установке, содержащей подъемную колонну из насосно-компрессорных труб, два насосных цилиндра и два плунжера, размещенные один над другим и последовательно соединенные между собой посредством полого штока, закрепленные на колонне штанг через полированный шток и установленные в цилиндрах с образованием камеры предварительной сепарации газа, центральную и кольцевую рабочую камеры, а также перегородку с центральным проходным каналом, всасывающий, нагнетательный, обратный и управляющий клапаны, с целью повышения коэффициента подачи насоса путем отвода газа из рабочего цилиндра в затрубное пространство и надежности насосной установки, а также повышения эффективности нагнетания газа в затрубное пространство насосные цилиндры подвешены под перегородкой параллельно с образованием кольцевой рабочей камеры между ними, соединенной с нагнетательной камерой газопроточными каналами, снабженными всасывающими и нагнетательными клапанами; посадочная поверхность седла нагнетательного клапана выполнена в виде полусферы с проточным отверстием и закрывается нагнетательным клапаном с плоской посадочной поверхностью, причем нагнетательный клапан выполнен проходным и выполнен заодно с уплотнительной цилиндровой втулкой, обеспечивающей щелевое уплотнение полированного штока в ней; управляющий потоком газа (всасывающий) клапан с проточными отверстиями выполнен в виде усеченного прямого конуса с углом конусности незначительно больше угла трения; с целью повышения эффективности откачки газа кольцевая камера между насосами заполнена пластовой водой.
Штанговая насосная установка с двухцилиндровым насосом содержит подъемную колонну из насосно-компрессорных труб 1, штанговую колонну 2, два насосных цилиндра 3 и 4, два плунжера 5 и 6, размещенные один над другим и последовательно соединенные между собой посредством полого штока 7, закрепленные на колонне штанг 2 через полированный шток 8 и установленные в цилиндрах с образованием центральной рабочей камеры 9, камеру предварительной сепарации газа 10 и кольцевой камеры 11 между насосами 3 и 4, а также перегородку 12 с центральным проходным каналом 13 для пропускания полированного штока 8, всасывающий 14, нагнетательный 15 клапаны. Перегородка 12 имеет каналы 16 и 17 для пропуска газа в кольцевую камеру 11, затем - в затрубное пространство и снабжена управляющим (всасывающим) 18 и обратным (нагнетательным) 19 клапанами. На нагнетательном клапане основного насоса заодно с ним установлена цилиндровая втулка 20 для щелевого уплотнения полированного штока, движение вверх которой ограничивается гибким соединением 21.
Насосная установка работает следующим образом, при ходе плунжеров 5 и 6 вниз происходит процесс всасывания продукции скважины в насос, клапаны 15 и 19 при этом закрыты, а 14 и 18 открыты. Открытию и закрытию клапанов способствуют собственная сила тяжести и перепад давления жидкости. Продукция скважины из внутрицилиндровой полости 10, куда за ход нагнетания поступает продукция скважины и происходит предварительная сепарация нефти и газа, через полый шток 7 переходит в центральную рабочую камеру 9, а газовая шапка, успевшая отделиться от нефти за счет гравитационных сил, - далее в расширяющуюся кольцевую рабочую камеру 11. Поскольку все рабочие камеры сообщены между собой, расширяющаяся кольцевая камера принудительно отсасывает верхнюю газовую часть продукции скважины из центральной рабочей камеры. В результате полость центральной рабочей камеры оказывается полностью заполненным лишь жидкостью, а коэффициент подачи его высоким.
