Содержание к диссертации
Введение
Глава 1 Обзор патентной и технической литературы процессов ведущих к снижению продуктивности скважин и недостатков методов применяемых для очистки призабойных зон скважин
1.1 Причины снижения продуктивности нефтяных скважин 10
1.2 Технические и технологические недостатки методов очистки призабойных зон скважин 14
1.3 Причины и отрицательные последствия оседания песка в полости штанговой установки и в призабойных зонах нефтяных скважин 22
1.4 Исследование эффективности применения стандартного штангового насоса в процессе откачки бурового раствора 30
1.5 Выводы по первой главе 32
1.6 Постановка целей работы 33
Глава 2 Совершенствование технической конструкции ШСНУ методом компоновки колонны насосных штанг нагнетателями жидкости
2.1 Техническая конструкция ШСНУ снабженная нагнетателями жидкости и описание процесса откачки 35
2.2 Техническая конструкция нагнетателей жидкости и физическая сторона их действий 39
2.3 Расчет расстояния между нагнетателями жидкости и определение потерь давления в клапанных узлах з
2.4 Предотвращение прихвата плунжера песком при остановках нефтяных скважин 54
2.5 Выводы по второй главе 55
Глава 3 Подбор и обоснование новых геометрических параметров нагнетателей жидкости с целью повышения их прочностных характеристик
3.1 Расчет запаса прочности нагнетателей жидкости с учетом влияния изгибающих напряжений 57
3.2 Разработка нагнетателя жидкости с контактной полиуретановой манжетой 70
3.3 Выводы по третьей главе 75
Глава 4 Результаты промысловых исследований работы штанговых установок дополнительно снабженных нагнетателями жидкости
4.1 Повышение производительности ШСНУ после компоновки колонны штанг нагнетателями жидкости 81
4.2 Определение утечек жидкости 83
4.3 Обеспечение выноса твердых фракций на поверхность и уточнение формулы расчета расстояния между нагнетателями жидкости 87
4.4 Результат промыслового исследования эффективности применения ШСНУ с нагнетателями жидкости в процессе откачки бурового раствора 92
4.5 Выводы по четвертой главе
Заключение 96
Список литературы
- Причины и отрицательные последствия оседания песка в полости штанговой установки и в призабойных зонах нефтяных скважин
- Техническая конструкция нагнетателей жидкости и физическая сторона их действий
- Разработка нагнетателя жидкости с контактной полиуретановой манжетой
- Обеспечение выноса твердых фракций на поверхность и уточнение формулы расчета расстояния между нагнетателями жидкости
Введение к работе
Актуальность темы обусловлена тем. что при наличии осложняющих работу насосной установки факторах ее откачивающие возможности полностью не реализуются, а межремонтный период работы скважин значительно сокращается. Поэтому учитывая, что эффективность добычи нефти существенно зависит от работоспособности насоса, необходимо было исследовать степень влияния осложняющих факторов и найти способ их нейтрализации. Способность насосной установки долго и производительно работать - это тот критерий, который определяет эффективность ее работы.
Краткий обзор литературных источников показал, что от работоспособности насоса во многом зависит и работа скважины. Поэтому основное внимание было уделено повышению работоспособности насоса. Одним из путей решения проблемы повышения работоспособности было предложено использовать нагнетатели в компоновки ШСНУ. Сущность повышения работоспособности ШСНУ путем компоновки колонны насосных штанг нагнетателями жидкости заключается в своевременном удалении осложняющих работу насоса компонентов, таких как песок, вода и другие примеси.
К числу основных проблем, связанных с эксплуатацией ШСНУ путем компоновки колонны штанг нагнетателями жидкости, также относится проблема установления оптимального расстояния между нагнетателями, жидкости. Эта проблема тоже требовала своего решения.
В процессе решения поставленных задач было установлено, что добыча нефти ШСНУ путем компоновки колонны штанг нагнетателями жидкости позволяет получать большие отборы жидкости из скважины, а также осуществлять форсированный отбор жидкости для очистки забоя скважины от накоплений механическими примесями; избегать дополнительных осложнений, которые вызываются наличием в ней песка и парафина, искривлением ствола скважины. Постоянный отвод от насоса механических примесей увеличивает работоспособность плунжерной пары и клапанных узлов.
Повышение подачи насосной установки, которое достигается компоновкой колонны штанг ШСНУ нагнетателями жидкости, обусловливает повышение эффективности добычи нефти. Но эффективность только этим не ограничивается. При этом улучшаются другие технологические параметры добычи очищается забой скважины от засорения механическими примесями, воды При этом открываются и
начинают работать безводные низкопроницаемые-пропллс і к,и ішцду к і ирной
-.,!- „ » ,fOC. НАЦИОНАЛЬНАЯ Г
толши. на что указывает уменьшение ооводненносги пцолЛшиЙ-,.» і
0> *Я^м/3 I
Как показывают промысловые исследования работы
модернизированной ШСНУ на нефтяных месторождениях Башкортостана в 2001-2003 годах, удалось эффективно откачать фильтрат бурового раствора в процессе освоения и жидкость с песком в процессе эксплуатации скважин. Удалось предотвратить забивание плунжера штангового насоса тяжелым фильтратом бурового раствора, значительно повысить прочность соединительных штанговых муфт и увеличить межремонтный период работы.
Цель работы. Повышение работоспособности штанговой насосной установки в осложненных условиях откачки многокомпонентной продукции в добывающих скважинах.
Задачи исследований
1 Обзор научной литературы, посвященной причинам и последствиям
ухудшения фильтрационных свойств породы в призабойных зонах скважин в
процессе различных технологических операций и анализ конструктивных
недостатков применяемого оборудования в процессе свабирования после
бурения и капитального ремонта скважин.
2 Исследование причин низкой эффективности применения
стандартной ШСНУ в процессах откачки жидкости с твердыми фракциями.
Исследования причин отказов работы насосно-силового оборудования
ШСНУ в процессах откачки многокомпонентных жидкостей в наклонно-
направленных скважинах.
3 Совершенствование- технической конструкции ШСНУ методом
компоновки колонны . насосных . . штанг нагнетателями жидкости,
располагающиеся- в колонне насосных штанг в расчетном порядке.
Усовершенствование существующих и разработка новых конструкций
нагнетателей жидкости с целью увеличения их прочностных характеристик.
4 Промысловые исследования модернизированной ШСНУ в
производстве, анализ повышения производительности насоса, уточнение
методики расчета, расстояния между нагнетателями жидкости в колонне
насосных штанг при откачке бурового раствора и скважинной продукции с
песком, а также исследования призабойных зон скважин.
Методы решения, поставленных задач. В работе использован комплексный метод исследования, включающий аналитические решения и экспериментальные изучения на скважинах. Весь объем исследований выполнен на добывающих скважинах в процессах их эксплуатации, освоения после бурения и подземного ремонта. Также широко использовались результаты анализов промысловых материалов, которые были получены за время эксплуатации скважин оборудованных ШСНУ. Основные защищаемые положения
1 Обоснование необходимости разработки нового и усовершенствование существующего оборудования штанговой насосной установки с целью повышения эффективности откачки бурового раствора в процессе освоения после бурения, откачки жидкости с песком и твердыми
осадками в процессе эксплуатации скважин и увеличения межремонтного
периода работы оборудования
-
Обоснование необходимости применения и разработка новых конструкций нагнетателей жидкости при эксплуатации ПІСНУ в наклонно-направленных скважинах
-
Обоснование оптимального расстояния между нагнетателями жидкости в колонне насосных штанг, с целью ликвидации засорения плунжера насоса твердыми осадками, прихвата плунжера в цилиндре и штанг втрубах
4 Результаты промысловых исследований работы штанговой установки
снабженной нагнетателями жидкости, практическое выявление слабых
сторон существующих конструкций нагнетателей жидкости, анализ
повышения производительности ПІСНУ и результаты исследований
призабойных зон скважин.
Научная новизна
-
Аналитически установлено, что компоновка колонны насосных штанг нагнетателями жидкости, повышает скорость движения скважинной продукции и способствует созданию режима выноса твердых осадков
-
Установлена аналитическая зависимость между геометрическими параметрами нагнетателей жидкости и их прочностными свойствами с учетом, страгивающей нагрузки и возникающего изгибающего напряжения.
3 Получена формула расчета оптимального расстояния между
нагнетателями жидкости при откачке скважинной продукции с песком и
твердыми осадками, основанная на зависимости между скоростью оседания
песочных фракций и параметрами откачки.
Практическая ценность
-
Разработан новый способ очистки призабойных зон скважин от бурового раствора и твердого закупоривающего материала, основанный на применении стандартной штанговой насосной установки, колонна штанг которой снабжена нагнетателями жидкости.
-
Усовершенствованы существующие и разработаны новые, более прочные конструкции нагнетателей жидкости.
3 Дополнительная добыча нефти от применения ПІСНУ в компоновке с
нагнетателями жидкости в ООО "НГДУ Уфанефть" за 2002 год составила
580,8 тонн, при хозрасчетном экономическом эффекте 333029,8963 рублей.
Апробация работы. Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались
на 52-й, 53-й, 54-й научно-технических конференциях студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ (г Уфа, 2001, 2002, 2003).
заседании технического совета ЗАО "Лукойл-АиК" (г Когалым, 2001),
заседании технического совета ООО "Нефтегазодобывающее управление Уфанефть*' (г Уфа. 2002),
-техническом семинаре кафедры НГПО УГНТУ (г Уфа 2003).
- техническом совете ООО "Башнефтегеофизика" (г Уфа 2003)
Публикации. По материалам диссертации автором опубликованы 8 печатных работ, в том числе 3 статьи и 5 тезисов
Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, выводов к каждой главе, заключения, списка литераторы, состоящего из 101 наименования и 15 приложений Работа изложена на 106 страницах, включая 24 рисунка. 9 таблиц, 40 формул, 1 диаграмму и 5 фотографий
Причины и отрицательные последствия оседания песка в полости штанговой установки и в призабойных зонах нефтяных скважин
Из эксплуатационной колонны твердые осадки вместе с жидкостью попадают сначала в защитное приспособление, смонтированное на приеме штангового оборудования. Далее твердые фракции поступают в насос и существенным образом влияют, на работоспособность плунжерной и клапанной пары штангового насоса. Песок отрицательно влияет на резьбовые соединения насосных труб — при малой негерметичности соединений, особенно в обводненных скважинах, песок быстро разъедает резьбу и через образовавшийся канал протекает жидкость [2]. Также песок в откачиваемой жидкости усиленно изнашивает штанговые муфты и внутреннюю поверхность труб, особенно в искривленных скважинах.
Большое количество твердых осадков на забое скважины образовавшихся в результате осаждения приводит в первую очередь к снижению дебита жидкости, т.к. концентрированная смесь в скважине увеличивает противодавление на забой и ухудшает условия естественного притока жидкости. Остановки скважин по различным техническим или технологическим причинам ведут к тому, что вся масса накопившегося в колонне песка осаждается на забой, т.е. образуются песочные пробки, что нередко является самой тяжелой неполадкой при эксплуатации песочных скважин. При этом необходимо иметь в виду, что основное количество образующихся пробок, получается именно в результате осадкообразования из столба жидкости в колонне.
Анализ показывает, что пробка выше зоны перфорации может образовываться только в результате осаждения взвешенного в колонне песка при остановках скважин. Образование пробки в интервале перфорации -явление более сложное, но и здесь полное перекрытие фильтра скважины пробкой возможно только при остановке скважины. Поэтому, с целью недопущения оседания мех. примесей в области призабойной зоны, необходимо поддерживать условие постоянной откачки жидкости до момента снижения концентрации песка в добываемой продукции до допустимой величины.
Поступление песка и разрушенных частей породы в скважину обуславливается откачкой жидкости или смеси жидкости с газом через продуктивную породу. Вообще интенсивность поступления песка зависит от комплекса факторов: - производительности оборудования; - степени сцементированности грунта породы; - вязкости и плотности откачиваемой жидкости; - и других физико-химических свойств продукции скважины.
При этом необходимо принять, что все факторы кроме производительности насоса остаются постоянными. Отсюда следует, что, изменяя производительность насоса можно влиять на степень пескопроявления в скважинах и степень разрушения геологической породы в околоскважинной зоны, когда она представлена слабосцементированными песчаниками [2,3]. Существенные пескопроявления в процессе эксплуатации скважин возникают в результате разрушения скелета рыхлой или отрыва частиц сцементированной породы, слагающий продуктивный пласт. Ставшие подвижными, частицы породы взвешиваются в жидкости и поступают вместе с ней в скважину.
Если, несмотря на разрушение части "скелета пласта", будет непрерывно поддерживаться прежний отбор жидкости и все другие условия, характеризующие пласт, останутся неизменными, то через некоторое время поступление песка прекратится. Для того чтобы произошло новое разрушение скелета грунта, нужно увеличивать расход жидкости или изменить некоторые условия, от которых зависит разрушения породы в околоскважинной зоне [3].
По мере поступления частей породы в скважину концентрация песка в нефти постепенно уменьшается и принимает более или менее стабильное значение. Прекращение разрушения породы вполне понятно, так как диаметр призабойной каверны по мере разрушения пласта увеличивается, и средняя скорость фильтрации на поверхности стенок снижается, становясь меньше критической.
Большое значение в создании условий выноса песка в скважинах играет газ. Прогрессирующее во времени выделение газа из нефти в призабойной зоне пласта благоприятно сказывается на скорости фильтрации смеси газа и жидкости. Вкупе с высокой вязкостью нефти и повышенной скоростью движения газопесочной смеси (а скорость ее намного выше, чем скорость фильтрации однородной жидкости) эти условия, по мнению Ф.И.Котяхова, помогают выносить цементирующие геологическую породу вещества.
Существует понятие свободного осаждения песчинок в жидкости и стесненное их осаждения. Если осаждение песчинки происходит в сосуде, сечение которого во много раз больше размеров песчинок, то происходит их свободное осаждение. Если же сечение сосуда больше поперечника песчинки только в 2-3 раза, то это уже стесненное осаждение со скоростью меньшей, чем при свободном осаждении (песчинка занимает заметную часть просвета сосуда и поэтому скорость обтекания жидкостью песчинки возрастает, соответственно возрастает и сила сопротивлению движения песчинки). Стесненное движение песчинки происходит и тогда, когда в сосуде с большим просветом осаждается группа зерен песка, находящихся на небольшом расстоянии друг от друга. Стеснение будет тем большим, чем гуще расположены песчинки. Здесь сечение потока, обтекающего зерна, тоже уменьшается, сопротивление движению песчинок возрастает, и скорость осаждения группы зерен уменьшается по сравнению со скоростью осаждения единичной песчинки входящей в эту группу. Именно этот случай стесненного осаждения имеет одно из основных значений в технологи откачки песчаной жидкости, так как диаметры эксплуатационных труб велики по сравнению с размерами нефтяного песка, а сгущенное движение зерен наблюдается очень часто. Поэтому изменение величины внутреннего сечения насосных труб с учетом физико-химических характеристик жидкостей, величин и форм зерен, а также степени их шероховатости приведет к изменению скорости оседания песка при условии неподвижности жидкости [2]. Также уменьшение внутреннего диаметра НКТ приведет к повышению скорости восходящего потока жидкости, что снизит скорость оседания песка в подъемной колонне и обеспечит более полный его вынос.
Как известно внутренний диаметр обсадной колонны больше внутреннего диаметра НКТ. Зачастую создавая режим откачки жидкости в НКТ, соответствующий выносу песка не удается создать режим откачки жидкости, который бы обеспечивал вынос песка в обсадной колонне, т.е. в области от перфорационных отверстий до приемного клапана всасывающего плунжера. Поэтому темп отбора жидкости должен соответствовать величине извлечения песка именно в области подъемной колонны большего диаметра, т.е. во внутренней полости обсадной колонны.
Техническая конструкция нагнетателей жидкости и физическая сторона их действий
Устройство штанговых нагнетателей жидкости состоит из полых муфтовой 1 и ниппельной 2 частей и размещенных внутри муфтовой части седла клапана 3 и шарового клапана 4. Муфта и ниппель имеют центральную резьбовую нарезку для присоединения насосных штанг по ГОСТ 13877-80.
Нагнетатель жидкости, таким образом, представляет собой по месту размещения - муфту для соединения штанг, по назначению ускоритель движения жидкости, что соответственно повышает скорость движения твердых осадков находящиеся в откачиваемой жидкости, ограничитель скорости всплывания газовых пузырьков и разделительное устройство всего объема скважинной жидкости на ступени, количество которых равно количеству нагнетателей [37, 39, 40].
Принцип действия нагнетателя представляется таким образом. При ходе вверх клапан садиться на седло и жидкость с песком и газом, находящаяся выше муфты - нагнетателя перемещается с такой же скоростью, что и колонна штанг. Ввиду практического отсутствия перепада давления на концах нагнетателя по причине упругости многокомпонентной смеси, а также ввиду сокращения зазора отложениями парафина и асфальто-смолистых веществ значительных утечек жидкости между трубой и нагнетателем не произойдет.
При ходе колонны штанг вверх газовые пузырьки, выделившиеся в верхней части интервала, задерживаются нагнетателями и таким образом ограничивается дальнейшее скольжение газа вверх относительно жидкости. Ограничение скольжение газа вверх относительно жидкости имеет важное значение при откачке продукции скважины, содержащей большое количество твердых нерастворимых или плохорастворимых фракций. Газ, задерживаясь в жидкости, ее дегазирует, снижая при этом плотность и вязкость. Снижение вязкости жидкости плодотворно сказывается на повышении эффективности откачки жидкости.
При ходе колонны штанг вниз газовые пузырьки, накопившиеся под нагнетателем, проходят через отверстия в нагнетателе и, дробясь и смешиваясь с песочной жидкостью, снова образуют многокомпонентную газожидкостную смесь с эмульсионной структурой. Данная порция многокомпонентной жидкости с твердыми осадками уносится скопившимися газовыми пузырьками, а ее место займет следующая порция жидкости, которая так же будет уноситься при следующем ходе нагнетателя.
Скорость подъема жидкости в значительной степени влияет на формирование структуры ГЖС и на относительную скорость всплывания пузырьков газа. Применение штанговых нагнетателей жидкости многократно увеличивает скорость подъема нефти, воды и твердых непроницаемых осадков. Например, для условий: dH=32 мм, dHKT=73 мм, скорость нефти возрастает кратно величине: 622: 322=4.
Таким образом, применение штанговых нагнетателей дает эффект за счет повышения скорости подъема скважиннои жидкости, а также за счет задержки всплывания газовых пузырьков поинтервально установленными преградами - нагнетателями жидкости [37].
Поверхности муфт, работающие под нагрузкой в условиях плоского контакта, выполнены слегка выпуклыми, это обеспечивает центральное приложение нагрузки и устраняет повышенные кромочные давления, возникающие из-за неточности изготовления и монтажа. Этот прием, называемый бомбинированием, как показала практика эксплуатации нагнетателей жидкости, в условиях скольжения не допускает заклинивания его в трубе. Поверхность муфты, изготовленной из более мягкого материала, обеспечивает равномерный износ пар в даже случаи отсутствия жидкостного трения.
Рассматривая многокомпонентную систему в колонне насосно-компрессорных труб, где каждый из компонентов двигается с собственной скоростью, можно заключить, что система представляет собой диссипативную систему. Априорно предполагаем, что компоновка колонны штанг нагнетателями жидкости сближает скорости восходящего потока. При этом диссипация потенциальных сил будет больше, чем при большой разности скоростей компонентов [40].
Эффективный технологический режим подъема многокомпонентной смеси достигается установкой в колонне насосных штанг муфт -нагнетателей жидкости через определенные расчетные интервалы. Муфты -нагнетатели повышают скорость движения жидкости до скорости движения колонны штанг. Движение газожидкостной смеси с содержанием твердых осадкообразующих фракций в подъемной колонне переместится в сторону благоприятного технологического режима, и будет сопровождаться большой диссипацией энергии. Наряду с диссипативными силами в снижении относительных скоростей всплывания газовых пузырьков участвуют и механические ограничители, в виде нагнетателей жидкости.
Таким образом, можно выделить основные факторы, способствующие сближению скоростей газа, нефти, воды и твердых фракций в подъемной клоне за счет применения нагнетателей жидкости: - рост диссипативных сил сопротивлению; - диспергирование пузырьков при повышении скорости несущей среды; - механическое ограничение всплывания газовых пузырьков самими нагнетателями жидкости при ходе вверх.
Нагнетатели жидкости сближают индивидуальные скорости компонентов восходящего потока в подъемной колонне и диспергируют одну фазу в другой, тем самым, способствуя сохранению эмульсионной структуры потока. По мере удаления от нагнетателя скорость жидкости постепенно снижается и происходит ее накопление в подъемной колонне, в то время как газ ускоряет свое движение. Следовательно, плотность потока жидкости по мере подъема от нагнетателя до следующего уменьшается, скорость газа увеличивается. В целом для газожидкостной смеси плотность потока остается постоянной, что в дифференциальном виде запишется: ЛВ1Е1 - -div(pс v)- divi , (2.2) где р С - масса данного из веществ смеси (жидкости) в единице объема; р С V _ плотность потока ГЖС; I - плотность диффузионного потока, т.е. количество рассматриваемого газа, переносимого путем диффузии (скольжения) в единицу времени через единицу поверхности. На рисунке 2.3 представлен график изменения плотности потока жидкости в подъемной колонне. По ординате отложена плотность потока жидкости. Его направление совпадает с направлением движения жидкости, и абсолютная величина определяет количество жидкости, протекающей в единицу времени через единицу площади, расположенной перпендикулярно к скорости (кг/м с). А по оси абсцисс отложено время движения жидкой фазы от первого снизу нагнетателя до устья скважины [37, 40]. В данном случае заштрихованная площадь, равная: Рж Уж { 1+ 2 +"). (2-3) формула (2.3) показывает количество жидкости, которая проходит по подъемной колонне. Очевидно, что чем больше будет установлено нагнетателей жидкости, тем больше количество жидкости пройдет по колонне.
Разработка нагнетателя жидкости с контактной полиуретановой манжетой
В первой главе данной работы представлена конструкция плунжера в компоновке с пакером, которая широко применяется в освоении скважин, как известно данная конструкция имеет ряд недостатков:
1.С целью снижения утечек жидкости в зазорах между НКТ и плунжером используется пакер, пружинные перегородки которого контактируют с НКТ. В процессе освоения это приводит к возникновению повышенных сил трения и создает дополнительные энергозатраты при подъеме оборудования вверх. Кроме того, заводы изготовители НКТ часто допускают сплюснутость труб, поэтому повышенный контакт металлических перегородок плунжера с НКТ еще не гарантирует полную ликвидацию утечек.
2.С целью повышения скорости погружения плунжера под уровень жидкости в НКТ необходимо использовать дополнительные скважинные утяжелители и присоединительные головки, что не только усложняет конструкцию, но и снижает производительность оборудования. Так как с целью контроля натяжения и предотвращения порыва тягового органа, извлечение плунжера с буровым раствором и присоединительными головками осуществляется медленно.
3.Использование в качестве тягового органа мягкой проволоки, предполагает необходимость использования не стандартного устьевого оборудования как, например барабанной тяговой арматуры или балансирных длиноходовых установок, которые получили низкую распространенность по сравнению со стандартным штанговым оборудованием.
Существующие конструкции манжетных плунжеров, в которых уплотнение зазора между цилиндром и плунжером осуществляется эластичными манжетами из резины или другого материала, также не обеспечивают эффективную откачку жидкости с песком.
На рисунке 3.7 представлен штанговый насос с эластичными уплотнительными манжетами на плунжере.
І.При откачке жидкости с твердыми фракциями и песком, уплотнительные резиновые манжеты, находящиеся на плунжере, не обеспечивают разделение скважинной жидкости на отдельные ступени в НКТ, что при остановках скважин будет приводить к оседанию всего объема осадков на плунжер и способствовать его прихвату в цилиндре насоса.
2.При установке уплотнительных манжет на плунжер без увеличения размеров цилиндра насоса, приходиться уменьшать размер плунжера, что отрицательно скажется на производительности штанговой установки.
3.Вследствие большого зазора между плунжером и цилиндром насоса, ухудшение уплотнительных свойств манжет приведет к повышенным утечкам жидкости, что отрицательно скажется на эффективности откачки песочной жидкости.
С целью повышения качества откачки из скважины песочной жидкости и бурового раствора, на базе существующей конструкции муфты-нагнетателя была разработана новая конструкция муфты с полиуретановой уплотняющейся манжетой.
Контактная поверхность муфты-нагнетателя выполнена из полиуретанового эластомера, причем внутренняя поверхность неподвижной полиуретановой прослойки выполнена в виде гофрированной конической поверхности, а наружная - цилиндрической формы с наружным диаметром равным 59,6 мм.
На рисунке 3.8 изображена муфта-нагнетатель с полиуретановой самоуплотняющейся манжетой и оборудование для эксплуатации нефтяных скважин. Комплекс оборудования включает НКТ 1, полую муфтовую часть 2, гофрированную с внутренней стороны самоуплотняющуюся манжету 3, металлический ограничитель движения 4, подвижную полиуретановую манжетную часть 5, шаровой клапан 6, неподвижную конусообразную полиуретановую часть 7, седло клапана 8 и полую ниппельную часть 9. Уплотнение зазора между НКТ и муфтой-нагнетателем происходит следующим образом. При движении колонны насосных штанг вверх, муфта-нагнетатель воспринимает нагрузку от давления скважинной жидкости, находящейся над ним. Манжета 3 расширяется по диаметру, усиливается ее трение о стенку НКТ, подвижная часть полиуретановой втулки 5 внедряется в неподвижную часть 7 и приводит к расширению наружного диаметра последней. Одновременно с механическим воздействием, элемент 7 испытывает и гидростатическое давление жидкости, от которого гофрированная поверхность будет выпрямляться, сообразуясь с неравномерной внутренней стенкой НКТ, и уплотнит зазор. Благодаря внутренней гофрированной поверхности, наружные слои испытывают такие же напряжения, как и внутренние, что способствует выравниванию запаса прочности по толщине полиуретановой прослойки и эффективному расширению ее наружной части.
При движении колонны насосных штанг вниз, в результате трения манжеты 3 о внутреннюю стенку НКТ произойдет ее отставание от движения неподвижной части 5. Относительное движение прерывается ограничителем 4. В результате выхода подвижной части 5 из конусообразной неподвижной 7, наружный диаметр последней уменьшится, и движение нагнетателя жидкости и колоны насосных штанг будет происходить без значительного гидравлического сопротивления жидкости.
Таким образом, уплотнение зазора между внутренней стенкой НКТ и муфтой-нагнетателем произойдет за счет:
1 .Расширения пластичной гофрированной манжеты 3 подвижной части 5 по внутренней стенки НКТ, вследствие давления на нее веса столба жидкости, находящейся над муфтой-нагнетателем при движении колонны насосных штанг вверх.
2.Увеличения наружного диаметра неподвижной части 7 за счет давления на нее подвижной части 5. Двойное уплотнение зазора между НКТ и нагнетателем жидкости, и исключительные свойства полиуретана (стойкость к истиранию, повышенная прочность и эластичность, высокое сопротивление к раздиру, сочетание пластичности с твердостью, стойкость к действию химически-активных компонентов, низкая сила трения) позволяют не только эффективно откачивать буровой раствор и жидкость с мех. примесями, но и снизить силу контакта с трущейся поверхностью, что уменьшит нагрузку на балансир СК и сэкономит электроэнергию.
В качестве марки полиуретана предлагается использовать ГУП-102. Характеристика данной марки следующая: твердость по Шору А, усл.ед. 98 (минимальное), предел прочности при растяжении - 20 МПа (минимальное), относительное удлинение при разрыве 20 %, сопротивление раздиру - 80 кН/м, прочность связи с металлом - 16 Мпа, температурный диапазон эксплуатации -40+80 С0 и высокая гидролитическая стойкость.
Результаты исследования причин аварии скважины №1594 НП-1 Волковского месторождения в ООО "НГДУ Уфанефть" показали, что основной причиной разрыва резьбового соединения нагнетателя жидкости, было повышенное напряжение изгиба, вызванное кривизной ствола скважины. Возникновение повышенного напряжения изгиба, способствовало значительному снижению запаса прочности нагнетателя жидкости в резьбовой части и в 8,3 раза снизило допускаемую нагрузку на балансир СК.
Аналитическими расчетами выявлена зависимость между геометрическими параметрами муфт-нагнетателей и их прочностными свойствами. Разработаны новые, более прочные конструкции нагнетателей жидкости с эксцентрическим присоединением штанг, применение которых, позволяет повышать нагрузку на колонну насосных штанг ШСНУ до 10 тонн.
Обеспечение выноса твердых фракций на поверхность и уточнение формулы расчета расстояния между нагнетателями жидкости
Улучшение фильтрационных характеристик Улучшение фильтрационных характеристик породы в призабойных зонах скважин позволило повысить продуктивность скважин по нефти и получить дополнительную добычу нефти - 580,8 тонн, что дало экономический эффект в сумме 333029,9 рублей (приложения 12, 13,14,15).
При уточнении методики расчета оптимального расстояния между нагнетателями жидкости при откачке газожидкостной смеси с песком, твердыми осадками, парафином и бурового раствора, необходимо учесть скорость индивидуального оседания твердых фракций в колонне НКТ. Для этого в формулу (2) введем дополнительные параметры: диаметр частиц твердых частиц, плотность и вязкость жидкости. Тогда формула (2) примет вид где d - максимальный диаметр частиц песка, м; Рп - плотность песчинок, кг/м ; Рс - средняя плотность среды с учетом газа кг/м3; Мс - вязкость откачиваемой жидкости, Па-с. Численный расчет расстояния между нагнетателями жидкости с учетом ввода новых параметров показал, что при откачке песочной жидкости, оптимальное расстояние между нагнетателями соответствует 157 метрам, что на 168 (328 м) меньше, чем для газированной жидкости. Аналогичный расчет, произведенный для бурового раствора и высоковязких жидкостей глушения, показал 90 метров.
В период с 01.06.2001 по 01.08.2001 на Ново - Узыбашевском нефтяном месторождении АНК "Башнефть" в ООО "НГДУ Уфанефть" по скважине № 142с1 проводился эксперимент по определению эффективности использования штангового насоса дополнительно снабженного муфтами нагнетателями при откачке тяжелого бурового раствора в процессе освоения скважины. Добывающая скважина №142с1 Ново - Узыбашевского месторождения после бурения бокового ствола долгое время не могла быть освоена и не выходила на режим. В начальный период освоения использовался стандартный штанговый насос типа НСН-43, который после подачи 6 м3 жидкости прекратил подавать. Анализ проблемы выявил, что произошло забивания шаровой клапанной пары насосного плунжера тяжелым буровым раствором, и это как следствие явилось причиной срыва подачи штангового насоса [27, 29].
С целью повышения эффективности освоения данной скважины, вывод ее на режим и повышения глубины очистки ПЗС от фракций бурового раствора, использовалась усовершенствованная штанговая установка После установки муфт нагнетателей в тот же самый насос в количестве 5 штук и запуском его в работу, удалось успешно произвести откачку бурового раствора из скважины, получить приток нефти и вывести скважину на эксплуатационный режим. При этом проблема забивания плунжера насоса мех. примесями не возникала. Удалось успешно откачать буровой раствор и создать дополнительную депрессию на ПЗС. Увеличение скорости дренирования жидкости в призабойной зоне скважины позволило повысить глубину очистки породы от бурового раствора.
Данный способ освоения скважины с использованием муфт-нагнетателей позволяет достигнуть более высоких темпов отбора продукции без привлечения дополнительной техники, без дополнительного времени на освоение и при полной герметичности откачивающей системы. Откачивающая система способа освоения используется в дальнейшей эксплуатации нефтяной скважины. По мере снижения проницаемости призабойной зоны в процессе эксплуатации в результате накопления песчаных фракций или др. создание высоких скоростей дренирования можно повторить.
Таким образом, основываясь на результаты промыслового исследования проводимого в НГДУ "Уфанефть" можно судить об эффективности применения муфт-нагнетателей в освоении скважин и очистки ПЗС. С целью определения изменения фильтрационных параметров призабойной зоны обрабатываемой скважины №185 до и после мероприятия были проведены гидродинамические исследования методом КВД, по регистрации изменения величины забойного давления во времени при внезапной остановке скважины.
На рисунке 4.9 показано повышение межремонтного периода работы штангового оборудования по скважине № 185 после компоновки колонны штанг нагнетателями жидкости.
Повышение межремонтного периода работы ШСНУ Из рисунка 4.9 видно, что после компоновки колонны штанг нагнетателями жидкости (09.09.01-01.11.02) произошло повышение МРП со 109 до 420 суток, сокращение ремонтов скважины с 4 до 0, при суммарном количестве дней эксплуатации до применения 427 суток и после применения
В данной главе изложены результаты положительных промысловых исследований работы стандартных штанговых установок, на колонну насосных штанг которых установлены нагнетатели жидкости, в процессах очистки призабойных зон скважин при освоении и эксплуатации.
Обработка динамограмм работы ШСНУ, положительные результаты промысловых исследований и проведенный комплекс теоретических расчетов показали, что применение нагнетателей жидкости повышает производительность штанговых установок, увеличивает скорость движения жидкости в скважине и способствует выносу песчаных фракций на поверхность. Более глубокая очистка призабойных зон скважин от твердых фракций и песка, улучшает фильтрационные характеристики породы и повышает продуктивность скважин по нефти.
