Содержание к диссертации
Введение
1. Анализ опыта эксплуатации добывающих скважин с повышенной кривизной стволов 6
1.1. Факторы, влияющие на интенсивность износа глубинно насосного оборудования 6
1.2. Обзор научных и промышленных разработок в области способов снижения механического износа оборудования скважин 19
Выводы 32
2. Исследование причин и закономерностей износа подземного оборудования скважин 34
2.1. Параметры режима граничного трения 34
2.2. Исследования износа насосного оборудования в искривленных скважинах 40
2.2.1. Лабораторный стенд и методика проведения экспериментов 40
2.2.2, Результаты экспериментов по изучению износа металла труб и штанг 42
2.3. Связь между числом Зоммерфельда и износом оборудования по глубине скважины 49
2.4. Влияние коррозионной активности откачиваемой среды на износ оборудования 54
2.5. Основные закономерности пескопроявления в добывающих скважинах, приводящего к повышенному износу оборудования 59
Выводы 61
3. Прогнозирование осложнений в работе УСШН в наклонно- направленных скважинах 63
3.1. Динамическая модель работы штангового насоса 63
3.2. Методика прогноза наработки на отказ механизированного фонда скважин, оборудованных УСШН 75
Выводы 84
4. Совершенствование технологии эксплуатации наклонно-направленных скважинах 85
4.1. Оптимальный профиль ствола наклонно-направленной скважины 85
4.2. Продольный изгиб цилиндра штангового насоса и его предупреждение в ННС 87
4.3. Разработка технических средств предупреждения интенсивного износа штанг 96
Выводы 105
5. Промысловые испытания технических средств для снижения темпов износа глубинной части УСШН 106
5.1. Профилактическая очистка забоя при ремонтах скважин 106
5.2. Шарнирные соединения 106
5.3. Центраторы насосных штанг 108
5.4. Протекторная защита 111
Основные выводы и рекомендации 112
Список использованной литературы 114
- Обзор научных и промышленных разработок в области способов снижения механического износа оборудования скважин
- Исследования износа насосного оборудования в искривленных скважинах
- Методика прогноза наработки на отказ механизированного фонда скважин, оборудованных УСШН
- Разработка технических средств предупреждения интенсивного износа штанг
Введение к работе
Кустовое разбуривание наклонно-направленных скважин (ННС) является в настоящее время наиболее распространенным способом освоения крупных залежей нефти во многих нефтедобывающих регионах России. Строительство ННС и их дальнейшая эксплуатация позволяют существенно сэкономить капитальные и эксплуатационные затраты недропользователя и улучшить экологическую обстановку в районах добычи нефти, в особенности, в труднодоступных зонах Западной Сибири.
Вместе с тем, характер профилей добывающих скважин, в силу наличия участков повышенной кривизны и наклона, вносит существенные осложнения в механизированную эксплуатацию. Наибольшие осложнения имеют место при штанговонасосном способе эксплуатации скважин. На отдельных участках ствола с пространственным искривлением возникают большие прижимающие усилия и силы трения, зоны интенсивного износа штанг и труб, приводящие либо к обрыву колонны штанг, либо к появлению сквозных отверстий в насосно-компрессорных трубах и потере подачи насосной установки, преждевременному изнашиванию эксплуатационной колонны.
При работе штанговой насосной установки, кроме растягивающих, сжимающих и изгибающих нагрузок, на штанги действуют также силы трения о внутренние стенки насосно-компрессорных труб. Интенсивность этих сил обусловливается степенью кривизны ствола скважины -продольным изгибом штанг при ходе вверх и продольным изгибом труб при ходе вниз, а также дефектами заводского происхождения (несоосность высаженной части и тела штанги, погнутости и т.д.).
Износ штанг и насосно-компрессорных труб в значительной мере снижает межремонтный период (МРП) работы скважин. Так, по ТПП «Урайнефтегаз», «Когалымнефтегаз» и «Лангепаснефтегаз» в результате наличия сил трения и износа штанг и труб, МРП скважин снижается в среднем на 55 %.
5 Значимым фактором, ускоряющим темп износа подземного
оборудования, является коррозия металла в агрессивной среде. Например,
анализ результатов лабораторных исследований пластовой жидкости
скважин ТПП «Урайнефтегаз» показал, что продукция большинства из них
относится к высокоагрессивным средам с содержанием сероводорода в
пределах 2...6 мг/л и углекислого газа до 200 мг/л. Совместное присутствие
двуокиси углерода и сероводорода приводит к значительному усилению
коррозии в сравнении с раздельным присутствием этих агрессивных
компонентов.
Обводнение продуктивных пластов и повышенная минерализация попутно-добываемой воды при наличии сил трения могут создавать условия интенсивного коррозионно-механического изнашивания металла штанг и труб. Износу оборудования способствует наличие в откачиваемой жидкости механических примесей, выносимых из пласта (прежде всего кварцевого песка), или образующихся в скважине (продукты коррозии металла). Попадая в зону трения, они могут многократно ускорить износ материала штанг и труб.
Таким образом, осложнения, связанные с наклонно-направленным профилем стволов добывающих скважин, оборудованных глубинно-насосным оборудованием, весьма злободневны и ждут своего разрешения. Для выявления причин возникновения и механизма протекания катастрофического износа оборудования скважин необходимо провести анализ промысловых данных и лабораторные экспериментальные исследования по износу штанг и труб с соблюдением условий их работы. Это позволит разработать соответствующие мероприятия по повышению долговечности скважинного оборудования и продлению межремонтного периода.
Обзор научных и промышленных разработок в области способов снижения механического износа оборудования скважин
В настоящее время большинство добывающих скважин крупнейших нефтяных месторождений работает без ремонта в течение года и более. Однако имеется значительное число скважин, в которых продолжительность МРП намного ниже. В основном это скважины, работающие в осложненных условиях, т.е. имеющие наклонно направленный профиль ствола с высокой интенсивностью набора кривизны, значительное обводнение продукции и т.д. Наличие этих факторов приводит к интенсивному износу штанг и труб.
В целях выявления основных закономерностей влияния физико-химических свойств продукции скважин на темп износа подземного оборудования была собрана информация о работе штанговых насосных установок и проведен статистический анализ (табл. 1.6).
Углубленный анализ проводился по данным НГДУ Ватьеганнефть, Аксаковнефть и Туймазанефть. В качестве основного критерия, характеризующего эксплуатацию скважин, была выбрана продолжительность безотказной работы. На основе визуальной оценки соотношения кривизны и местоположения участков, подверженных износу, были выделены две группы скважин. Первая группа включала 10 скважин с зоной износа в области максимального искривления ствола (рис. 1.5, а), вторая - 5 скважин с
зонами износа на участках незначительного искривления, расположенных на большой глубине (рис. 1.5, б). Скважины второй группы характеризуются небольшим углом отклонения ствола скважины от вертикали и большим диаметром насоса. Износ в скважинах этой группы происходит из-за продольного изгиба нижней части колонны. Скважины первой группы характеризуются следующими параметрами: радиус кривизны скважины R = 50 - 370 м (интенсивность набора кривизны = 1,5 +-1 1,5 град/10 м); скорость откачки = 0,5 - 0,9 м/с; обводненность продукции В =10 - 100 %.
Таким образом, анализ фактических данных позволил выявить интервалы изменения технико-технологических параметров скважин и участки, подверженные наиболее интенсивному износу штанг, муфт и труб.
Известно, что снизить нагрузки на колонну, уменьшить темп износа штанг и труб во многих случаях можно, если снизить прижимающую нагрузку, установив дополнительные центрирующие муфты на штанговой колонне, работающей на сильно искривленных участках ствола скважины.
На промыслах НГДУ «Аксаковнефть» были проведены промышленные испытания различных типов защитных устройств /114/. Представленные устройства по принципу работы можно разделить на три группы: 1) устройства, позволяющие снизить коэффициент трения скольжения
Полиэтиленовые центраторы работают 1-3 мес, и, деформируясь, плавятся; при подземном ремонте через 2-3 мес. они не обнаруживаются. Надежность работы центраторов, снабженных шариками, оказалась невысокой. Роликовые центраторы дали положительный результат, однако относительная сложность позволяет рекомендовать их к применению только в скважинах, имеющих чрезмерное искривление ствола. Наиболее надежными и практичными зарекомендовали себя центраторы третьего класса, т.е. укороченные штанги и центраторы, устанавливаемые на теле штанг (табл. 1.7, 1.8).
На ряде нефтяных месторождениях США также существует проблема, связанная с потерей трубами своей герметичности и износом колонны штанг. В работе /101/ описаны результаты анализа и методы уменьшения этих осложнений. Исследовано 90 скважин на различных месторождениях для определения причин чрезмерного износа подземного оборудования. Во многих скважинах течь в трубах появлялась уже через 6 месяцев эксплуатации. Выявлено, что другие факторы, особенно коррозия, оказывают также большое влияние на темп износа труб. Даже небольшая коррозия в сочетании с механическим износом может привести к сокращению безаварийного срока службы оборудования до 2-х мес.
Даже при незначительном влиянии коррозии в наклонных скважинах происходит механический износ штанг и труб. В результате механического износа выходят из строя в первую очередь муфты штанг. Это обусловлено тем, что износ НКТ происходит по всей длине хода колонны штанг и является более равномерным, а износ штанговой муфты происходит по ее длине, равной 10-12 см.
Эффективным методом уменьшения механического износа является применение штанговых направляющих из менее износостойкого материала, чем металл НКТ, для предупреждения контакта штанговых муфт со стенками трубы. Штанговращатели также могут продлить срок эксплуатации штанговых направляющих и соединительных муфт за счет более равномерного износа муфты и направляющей / 118/.
Хороший смазывающий эффект дает масляная пленка между муфтой и стенкой НКТ, что уменьшает износ последней. В скважинах с высокой обводненностью продукции для уменьшения износа используются разнообразные ингибиторы коррозии.
Твердосплавное напыление на поверхности муфт также снижает темп их механического износа, но факты, представленные в работе /101/, свидетельствуют, что такие муфты значительно ускоряют износ труб.
Исследования износа насосного оборудования в искривленных скважинах
Эксперименты по исследованию износа штанг, муфт, НКТ и центраторов проводились на лабораторной установке, спроектированной и изготовленной в ДООО «БашНИПИнефть» /46/.
Стенд (рис. 2.2) включает в себя механизм возвратно-поступательного движения, приводящий в движение раму, на которой закреплена модель колонны штанг 2. Возникающая при этом сила трения непрерывно фиксируется при помощи тензометрической аппаратуры 1.
Образец-имитатор НКТ прижимается к модели штанг посредством узла нагружения 3. Воспроизводство натурных (скважинных) условий обеспечивается циркуляцией жидкости в зоне трения. Гидравлическая система 4 позволяет варьировать вязкость и обеспечивает естественный вынос продуктов износа. В скважинных условиях в зоне трения штанг и муфт о насосные трубы жидкость в основном движется в ламинарном режиме. Ламинарный режим достигается применением в качестве рабочей жидкости индустриального масла И-40А вязкостью 0,064 Пах и регулированием его расхода. Прижимающее усилие в опытах составляла от 70 до 700 Н., скорость движения образца колонны штанг изменяется по синусоидальному закону, что соответствует скважинным условиям. Достигаемая максимальная скорость на стендах равна 0,7 м/с при длине хода образца S = 0,15 м и частоте п = 90 мин"1; на скважинах, оборудованных ШСНУ, наиболее распространенный режим характеризуется показателями S = 2,5 м, п = 6 мин"1 и максимальной скоростью 0,78 м/с.
В скважине из-за высокой гибкости штанг касание штанговой муфты стенок трубы происходит в большинстве случаев по всей ее длине. Поэтому при исследовании штанговых муфт и полимерных центраторов обеспечивался контакт по всей длине образцов. Исследуемые контртела до начала опыта предварительно притирались друг к другу при максимальной нагрузке (700 Н) в течение часа, так как в этот период коэффициент трения значительно меняется. Полученные результаты без проведения предварительного притирания показали, что происходит заметное снижение значений коэффициента трения при одном и том же прижимающем усилии в течение первого часа взаимодействия. Сказывается значительное уменьшение шероховатости поверхностей новых образцов штанг, муфт и НКТ.
Исследования проводили при увеличивающейся (от 0 до 700 Н) удельной прижимающей нагрузке, при этом фиксировали силу трения в паре.
Для исключения случайных ошибок при измерении силы трения установку выводили на режим в течение 30 мин. После этого производили запись получаемого значения. При замене образца-имитатора колонны штанг, имитатор НКТ не заменяли, а лишь поворачивали вокруг своей оси для смены площади контакта. Опыты проводились с использованием натурных образцов штанг диаметром 19 и 22 мм, а также соответствующих им штанговых муфт.
Эксперименты проводились с использованием «чистой» жидкости, а также с вводом в жидкость механических примесей. Жидкость с введенными в нее добавками подавалась по линии 4 в зазор трущейся пары. В качестве имитатора мехпримесей пластовой продукции использовался осадок, отбираемый на устье скважин из добываемой продукции.
В экспериментах исследовалось влияние содержания мехпримесей на коэффициент трения, а также на скорость износа трущихся пар. Износ оценивался по потере веса трущихся контртел в течение времени.
В качестве рабочей жидкости использовались также коррозионно-агрессивная пластовая вода и нефтяные эмульсии обратного типа (вода в нефти) месторождений ТИП «Урайнефтегаз» с содержанием воды около 60 %.
В искривленных скважинах ООО «ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь» наиболее нагруженные участки штанговых колонн оснащаются центраторами конструкций ЗАО «РИТЭК» и КогалымНИПИнефть. Первые из них представляют собой устройство, выполненное из стеклонаполненного полиамида, имеющее на теле ребра, которыми центратор касается внутренней поверхности НКТ, и межреберное пространство, служащее для снижения гидравлического сопротивления при возвратно - поступательных движениях штанги.
В первых конструкциях скребков - центраторов такого типа ребра располагались параллельно оси штанги, при этом их касание внутренней поверхности НКТ происходило по прямой линии, что приводило к интенсивному износу НКТ (происходил, по сути, пропил тела труб).
В последующих конструкциях ребра стали располагать по спирали, что привело к увеличению площади контакта, снижению нагрузок, и соответственно, уменьшению интенсивности снятия поверхностного слоя.
С целью оптимизации конструктивных особенностей, влияющих на интенсивность износа, автором была разработана конструкция центратора, позволяющая снизить удельные давления в зоне контакта за счет увеличения площади касания тела трубы с центрующим элементом.
Центратор конструкции ООО «КогалымНИПИнефть» также выполнен из стеклонаполненного полиамида и имеет форму цилиндра, диаметр которого максимально приближен к внутреннему диаметру НКТ.
Для беспрепятственного прохода откачиваемой жидкости и снижения гидравлических сопротивлений внутри цилиндра имеются проходные каналы
Несмотря на значительно меньшую скорость износа, темп изнашивания этих центраторов также существенен и, в конечном счете, так же, как и муфты, они могут полностью разрушиться, одновременно изнашивая НКТ вплоть до образования щелевидных прорезей. В этой связи исследованиям на износостойкость подвергались в основном центраторы штанговых колонн, как узлы УСШН, наиболее подверженные разрушению.
Методика прогноза наработки на отказ механизированного фонда скважин, оборудованных УСШН
Данная методика прогнозирования наработки на отказ основана на анализе статистической информации. Обработка статистики показала, что с изменением глубины подвески насоса заметно меняется наработка на отказ. Также очень сильно наработка на отказ зависит от многих других технологических параметров эксплуатации и геометрической характеристики ствола скважины. Поэтому влияние эксплуатационных параметров на наработку рассматривается по отдельности, т.е. идея методики заключается в рассмотрении влияния изменения технологических параметров на изменение наработки. Другими словами принимается базовое значение наработки и базовые значения параметров, непосредственно влияющих на наработку. В качестве базовых значений целесообразно выбирать средние значения наработки и технологических параметров рассматриваемой выборки. Прогнозируемое значение наработки на отказ (Т) для одной скважины находится как сумма базового (среднего) значения наработки и отклонений наработки отдельно для каждого из параметров: где п - количество рассматриваемых параметров; Т - среднее значение наработки для рассматриваемой выборки; AT,-отклонение наработки отдельно для І-го параметра. Влияние параметров определяется путем линейной аппроксимации векторов АУи ДХрДХг,АХ3,...АХк , где AY - вектор отклонений наработки от среднего значения наработки выборки, а ДХ,,ДХ2,ДХ3,...дх4 - вектора отклонений рассматриваемых параметров от их средних значений. Вектор AY находится по формуле: где к - количество рассматриваемых скважин; Т - среднее значение наработки для рассматриваемой выборки; у, - фактическое значение наработки для і-ой скважины. Вектора ДХ1,ДХ2,ДХ3,...ДХ((. определяются аналогичным образом: где к - количество рассматриваемых скважин; п - количество рассматриваемых параметров; xj - среднее значение j-ro параметра для рассматриваемой выборки; xv - значение -го параметра для г -ой скважины.
Так как прямая описывается уравнением у — ах+Ь, то в результате аппроксимации отклонений всех параметров мы получаем совокупность линейных уравнений вида: где: &Тк- искомые вектора отклонения наработки, ДХА- вектора отклонения параметра от среднего значения, к - количество рассматриваемых скважин. Подставляя отклонение от среднего каждого параметра ДХ в соответствующее уравнение совокупности (3.6), мы получаем отклонение наработки АТк для каждого параметра. Найденное отклонение наработки АТк подставляем в уравнение (3.5) и получаем прогнозируемое значение наработки. Данная методика позволяет косвенно учесть человеческий фактор путем разделения скважин по цехам и вычисления средних значений отдельно для каждого цеха. Также при сильном отличии наработки на отказ различного скважинного оборудования (УСШН) рекомендуется разделение скважин по типам установок. Кроме того, методика не имеет ограничения на применение, то есть в расчетах могут быть использованы статистические данные по скважинам любых промыслов. На точность полученных результатов очень сильно влияет правильный выбор коррелирующих параметров. Очевидно, что использовать в расчете параметры, имеющие малую корреляцию с наработкой на отказ, нецелесообразно. Для увеличения точности результатов расчет следует вести с использованием наиболее значимых параметров. Прогноз наработки на отказ на основе полученных зависимостей используется для расчета экономической эффективности нового технологического режима отдельных скважин или групп скважин механизированного фонда.
Пример. Рассмотрим применение методики на примере расчета наработки на отказ для части скважин, оборудованных УСШН. Будем рассчитывать наработку с учетом влияния следующих технологических параметров: длина хода (s), число качаний (п), глубина подвески насоса (Нпо ) фактический дебит жидкости ()факт), обводненность (В), зенитный угол глубине подвески насоса (а), пространственная кривизна ствола скважины на глубине подвески насоса (ф). Исходные данные представлены в таблице 3.3.
Разработка технических средств предупреждения интенсивного износа штанг
Поскольку в ходе исследований было установлено, что превалирующей причиной износа насосно-компрессорных труб является повышенное содержание мехпримесей в скважинной продукции, в результате получаем следующую картину процесса изнашивания. В процессе движения колонны штанг внутри НКТ между лопастью центратора и внутренней стенкой трубы попадают частицы мехпримесей, которые играют роль абразива. Поскольку гребень скребка-центратора имеет закругление, то вероятность попадания мехпримесей в зону контакта увеличивается. Следовательно, необходимо предотвратить попадание в зону контакта абразива, то есть механических примесей. В этой связи было разработано устройство для защиты приема штангового насоса от механических примесей /115/. Использование предлагаемого устройства повышает надежность и эффективность работы насосной установки путем защиты от попадания смолопарафиновых отложений и мехпримесей при спуске насоса в скважину с одновременным накоплением и выносом последних из скважины при очередном подземном ремонте и предотвращении перекрытия отверстий фильтра стенкой эксплуатационной колонны. Это достигается тем, что на приеме скважинного штангового насоса устанавливается фильтр, выполненный в виде перфорированного цилиндра с установленной под ним цилиндрической емкостью и снабженный центраторами, установленными на концевых участках перфорированного цилиндра, а полость цилиндрической емкости гидравлически сообщена с затрубным пространством посредством отверстий, выполненных в ее верхней части, на нижнем торце цилиндрической емкости размещен приемник шлама, выполненный в виде усеченного конуса, причем большее основание конуса соответствует диаметру центраторов, а меньшее основание сопряжено с цилиндрической емкостью.
При спуске насоса в скважину приемник шлама выполняет функцию скребка, очищая внутреннюю поверхность эксплуатационной колонны от смолопарафиновых отложений. Наличие отверстий, выполненных в верхней части установленной под фильтром цилиндрической емкости, позволяет обеспечить свободное прохождение внутрь нее смолопарафиновых отложений, которые будут вытеснять находящуюся во внутренней полости цилиндрической емкости жидкость в затрубное пространство скважины. Наличие центраторов, установленных на перфорированном цилиндре, не позволяет фильтру вплотную соприкасаться с эксплуатационной колонной, что имеет место при работе в наклонном участке скважины, тем самым не допуская закрытия перфорационных отверстий, что сохраняет пропускную способность. На рисунке 4.3 схематично представлен общий вид устройства. На приеме скважинного насоса установлен перфорированный цилиндр 1 фильтра с внутренней трубой 2. На концевых участках перфорированного цилиндра 1 установлены центраторы 3. К перфорированному цилиндру 1 присоединена цилиндрическая емкость 4. Полость 5 цилиндрической емкости 4 сверху изолирована от полости 6 перфорированного цилиндра крышкой 7 и гидравлически сообщается с затрубным пространством 8 скважины посредством отверстий 9, выполненных в ее верхней части.
Нижний конец цилиндрической емкости 4 сопряжен с меньшим основанием 10 усеченного конуса 11, а большее основание 12 конуса П соответствует диаметру центраторов 3, расположенных на концах перфорированного цилиндра 1. В основании 12 усеченного конуса расположен тарельчатый клапан 13. На приеме клапана 13 установлен разделитель шлама 14. Устройство работает следующим образом. В процессе спуска в скважину большее основание 12 конуса 11 выполняет функцию скребка, очищая внутреннюю поверхность эксплуатационной колонны от смолопарафиновых отложений. При этом последние попадают через разделитель 14 и тарельчатый клапан 13 в полость цилиндрической емкости 4, вытесняя находящуюся в ней жидкость через отверстия 9 в затрубное пространство скважины. Тем самым исключается возможность попадания смолопарафиновых отложений на прием насоса. По окончании спуска насоса полость 5 цилиндрической емкости 4 перекрывается клапаном 13. Объем полости 5 цилиндрической емкости 4 выбирается исходя из того, что очистка ее от накапливающихся смолопарафиновых отложений должна производиться при очередном подземном ремонте скважины. После установки в наклонной скважине центраторы не позволяют перфорированному цилиндру 1 фильтра вплотную соприкасаться с эксплуатационной колонной 15, тем самым, предохраняя перекрытие отверстий 16 цилиндра 1 фильтра стенкой эксплуатационной колонны.
При ходе плунжера скважинного штангового насоса вверх происходит такт всасывания, жидкость поступает через фильтр на прием насоса. Затем происходит такт нагнетания и цикл продолжается. Положительный эффект при эксплуатации предлагаемой установки достигается за счет предотвращения попадания смолопарафиновых отложений и мехпримесей в лифт и предотвращения перекрытия отверстий фильтра стенкой эксплуатационной колонны. Применение фильтра на приеме насоса не решает полностью проблему абразивного износа труб, так как полностью удалить мехпримеси из жидкости не удается. Рассмотрим механику процесса износа через движение полимерного скребка - центратора вдоль внутренней стенки НКТ (рис. 4.4).
