Содержание к диссертации
Введение
1 Обзор факторов, осложняющих добычу нефти из малодебитных скважин и существующих компоновок ШВНУ, работающих в осложненных
1.1 Осложнения, возникающие при эксплуатации малодебитных скважинах 10
1.2 Особенности эксплуатации насосного оборудования скважин, осложненных пескопроявлениями, и основные методы борьбы с ними 12
1.3 Существующие конструкции ШВНУ для добычи нефти из осложненного фонда малодебитных скважин 17
1.3.1 Типовая (обычная) компоновка ШВНУ 17
1.3.2 Компоновка ШВНУ, позволяющая закачивать в скважину пар или технологические жидкости 21
1.3.3 Компоновка ШВНУ для эксплуатации скважин, осложенных повышенным содержанием газа и песка 24
1.3.4 Использование в компоновках штанговых скважинныхнасосных установок полых штанг 26
2 Теоретические исследования процесса выноса песка из скважины 31
2.1 Определение скорости осаждения частиц песка в неподвижной
2.2 Движение песчинок при воздействии на нее потока жидкости 36
2.2.1 Силы, действующие на частицу песка в потоке жидкости 36
2.2.2 Движение частиц песка в потоке жидкости 41
2.3 Влияние вращения труб на вынос частиц песка потоком жидкости 44
2.4 Моделирование процесса движения частиц песка во вращающемся цилиндре в программном комплексе ANSYS 53
3 Лабораторные исследования процесса выноса песка из скважины 59
3.1 Разработка лабораторных установок 59
3.1.1 Определение критериев подобия при моделировании процесса транспортирования частиц песка в подъемных трубах 59
3.1.2 Проектирование лабораторной установки для исследования процесса выноса песка во невращающихся трубах 62
3.1.3 Проектирования лабораторной установки для исследования процесса выноса песка во вращающихся трубах 65
3.2 Планирование экспериментов и обработка их результатов 70
3.2.1 Планирование экспериментов и обработка результатов экспериментов по исследованию влияния угла наклона невращающейся трубы на вынос песка 70
3.2.2 Планирование экспериментов и обработка результатов экспериментов по исследованию влияния угла наклона вращающейся трубы на вынос песка 75
3.3 Анализ результатов лабораторных исследований 92
3.3.1 Анализ результатов лабораторных исследований выноса песка во невращающейся трубе 92
3.3.2 Анализ результатов лабораторных исследований выноса песка во вращающейся трубе 93
3.4 Выводы по третьей главе 96
4 Разработка универсальной компоновки ШВНУ для добычи нефти из малодебитных скважин и моделирование ее работы 97
4.1 Описание универсальной компоновки ШВНУ и принципа ее работы 97
4.1.1 Сравнение коэффициентов запаса прочности различных штанг 101
4.1.2 Разработка и исследование разделителя потока жидкости 103
4.1.3 Муфта для всасывания реагента .110
4.1.4 Способы регулирования количества отбираемой скважинной жидкости при использовании универсальной компоновки ШВНУ..111
4.2 Расчетная модель эксплуатации скважины с использованием универсальной компоновки ШВНУ 116
4.3 Выводы по четвертой главе 120
Основные выводы 122
Список литературы
- Особенности эксплуатации насосного оборудования скважин, осложненных пескопроявлениями, и основные методы борьбы с ними
- Движение песчинок при воздействии на нее потока жидкости
- Проектирование лабораторной установки для исследования процесса выноса песка во невращающихся трубах
- Разработка и исследование разделителя потока жидкости
Введение к работе
Актуальность темы
В Российской Федерации наблюдается устойчивая тенденция роста числа малодебитных скважин, так как значительная часть нефтяных месторождений находится на поздней стадии разработки. Наибольшая доля таких скважин имеет место на месторождениях, расположенных в регионах Урало-Поволжья. Например, в ОАО «Татнефть» по состоянию на 2012 год действующий фонд добывающих скважин составил 20246 скважин, при этом средний дебит по нефти составил 3,8 т/сут. Средний дебит нефтяных скважин, эксплуатируемых в этом же году в ОАО «ЛУКОЙЛ», составил в Предуралье 6,4 т/сут, в ОАО АНК «Башнефть» составил 2,9 т/сут.
Малодебитные скважины часто характеризуются повышенной вязкостью добываемой жидкости, наличием в ней большого количества ас фальто смолистых и парафинистых веществ (АСПВ), механических примесей (песка). Кроме того, низкая скорость восходящего потока жидкости в подъемных трубах малодебитных скважин, с одной стороны, ускоряет процесс отложения песка, а также АСПВ на внутренней поверхности труб и глубинного оборудования, с другой стороны, обусловливает недостаточное охлаждение погружных электродвигателей скважинных насосов. Такие условия эксплуатации приводят к ускоренному выходу из строя глубинного оборудования малодебитных скважин, а в конечном счете - к снижению рентабельности добычи нефти из таких скважин. В общем случае, в условиях истощения разрабатываемых нефтяных месторождений необходимо повышать экономическую эффективность эксплуатации малодебитных нефтяных скважин и энергоэффективность нефтепромыслового оборудования. Все это вызывает необходимость разработки более совершенных способов и технических средств, обеспечивающих эффективную добычу нефти из малодебитных скважин.
Цель диссертационной работы: совершенствование компоновки штанговой винтовой насосной установки и определение параметров ее работы для обеспечения надежной и эффективной эксплуатации малодебитных скважин, осложненных пескопроявлениями.
Основные задачи:
-
Анализ известных и опубликованных материалов по вопросам добычи нефти из малодебитных скважин, осложненных пескопроявлениями.
-
Теоретические исследования процесса выноса песка потоком жидкости.
-
Разработка лабораторного стенда по исследованию процесса выноса песка потоком жидкости во вращающихся трубах при различных углах наклона.
-
Проведение экспериментальных исследований по определению параметров эксплуатации штанговой винтовой насосной установки, обеспечивающих вынос песка и предотвращающих песчаное пробкообразование.
5 Разработка компоновки штанговой винтовой насосной установки,
позволяющей откачивать продукцию с использованием полых штанг,
обеспечивающей возможность закачки в колонну подъемных труб
технологических жидкостей и регулирования режима откачки добываемой
продукции.
Методы исследования
Поставленные в диссертационной работе задачи решались проведением теоретических и экспериментальных исследований процессов транспортирования песка в потоке жидкости. Расчетная часть выполнена с использованием современных средств вычислительной техники, методов математического и компьютерного моделирования, соответствующего программного обеспечения.
Научная новизна:
-
Аналитически установлены и экспериментально подтверждены значения диапазона частот вращения колонны полых насосных штанг различного типоразмера в наклонно-направленных скважинах, при достижении которых обеспечивается предотвращение песчаного пробкообразования в малодебитных скважинах при минимальных подачах насосной установки.
-
Установлено, что откачка скважинной продукции по полым штангам, вращающимся в расчетном диапазоне частот вращения, позволяет снизить скорость восходящего потока жидкости, обеспечивающую вынос частиц пескаиз
наклонно-направленных скважин, при зенитных углах их наклона от 25 до 40 градусов на 15-20%, а при зенитных углах более 40 градусов - до 40%. Основные защищаемые положения:
1 Обоснование откачки скважинной продукции по вращающимся полым
штангам.
-
Рекомендации по установлению значений параметров откачки скважинной жидкости, при достижении которых предотвращается песчаное пробкообразование в подъемных трубах и скважинном оборудовании, а также обеспечивается режим максимального отбора скважинной жидкости.
-
Расчетная модель определения параметров эксплуатации разработанной компоновки штанговой винтовой насосной установки.
Практическая ценность работы:
-
Разработана на уровне изобретения винтовая насосная установка со штанговым приводом для добычи нефти в осложненных условиях (патент РФ № 2447264).
-
Разработана лабораторная установка, позволяющая исследовать процесс выноса песка потоком жидкости во вращающихся трубах при различных углах наклона, а также определять оптимальные значения параметров работы компоновки винтовой насосной установки со штанговым приводом для эксплуатации малодебитных скважин, осложненных пескопроявлениями, используемая в учебном процессе ФГБОУ ВПО «Уфимский государственный нефтяной технический университет» при проведении практических и лабораторных занятий по образовательным программам подготовки бакалавров, специалистов и магистров по направлениям подготовки «Технологические машины и оборудование», «Оборудование и агрегаты нефтегазового производства» и «Нефтегазовое дело».
Апробация работы
Основные положения и результаты диссертационных исследований докладывались на 1-й Всероссийской конференции молодых ученых «Актуальные проблемы науки и техники» (г. Уфа, 2009), Всероссийской научно-технической
конференции «Инновационное нефтегазовое оборудование: проблемы и решения» (г. Уфа, 2010), 4-й Международной конференции молодых ученых «Актуальные проблемы науки и техники» (г. Уфа, 2012).
Публикации
По материалам диссертационной работы опубликовано 11 печатных работ, в том числе одна статья в рецензируемом научном журнале, рекомендованном ВАК Минобрнауки РФ, и один патент на изобретение.
Структура и объем работы
Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов, списка использованной литературы из 102 наименований, содержит 133 страницы машинописного текста, включающего 60 рисунков, 40 таблиц.
Особенности эксплуатации насосного оборудования скважин, осложненных пескопроявлениями, и основные методы борьбы с ними
Конструктивная схема компоновки ШВНУ, позволяющей закачивать в скважину пар или технологические жидкости, представлена на рисунках 1.7 и 1.8. На рисунке 1.7 представлена конструктивная схема наземного оборудования, а на рисунке 1.8 - подземного оборудования [93].
Наземное оборудование компоновки ШВНУ состоит из привода А, устройства для закачки технологической жидкости во вращающуюся полую штанговую колонну B, трубной головки с отводом откачиваемой скважинной жидкости С.
Подземное оборудование компоновки ШВНУ состоит из колонны полых штанг 1, клапана 2, через который закачивается технологическая жидкость из полой штанговой колонны в насосно-компрессорные трубы (НКТ), винтового насоса 3 и хвостовика 4. В качестве технологической жидкости могут быть различные теплоносители (водяной пар, горячие жидкости), растворители, ингибиторы коррозии, различные поверхностно-активные вещества и др.
В процессе эксплуатации ШВНУ в колонну полых штанг нагнетается технологическая жидкость (например, теплоноситель для прогревания ствола скважины), которая через перфорированную муфту 2, соединяющую колонну полых штанг с винтовым ротором насоса, либо через полый ротор, попадает в НКТ и смешивается с откачиваемой скважинной жидкостью. Рисунок 1.7 – Наземное оборудование ШВНУ, обеспечивающее возможность закачивания технологических жидкостей в НКТ Рисунок 1.8 – Подземное оборудование ШВНУ, обеспечивающее возможность закачивания технологических жидкостей в НКТ В частности, в США в 2002 году на имя I. Pelenau и B. Kachele был выдан патент на изобретение 7316268 [93] на метод и устройства, позволяющие осуществлять закачку технологических жидкостей непосредственно в
Принципиальная схема запатентованной автором универсальной компоновки ШВНУ для эксплуатации скважин, осложненных повышенным содержанием газа и песка, приведена на рисунке 1.11. Универсальная компоновка ШВНУ состоит из размещенных над устьем скважины поверхностного привода 1, устьевого сальника-превентора 2 и выкидной линии 3. Внутри колонны НКТ 4, спущенной в эксплуатационную скважину, размещаются полые штанги 5, соединенные с винтом насоса 6 с помощью приемной сетки 7. В верхней части колонна полых штанг посредством вертлюга 8 соединена с нагнетательной линией 9. На выкидной линии 3 и нагнетательной линии 9 установлены соответствующие регулировочные задвижки 10 и 11. – поверхностный привод; 2 – устьевой сальник; 3 – выкидная линия; 4 – НКТ;
Принципиальная схема универсальной компоновки ШВНУ для эксплуатации скважин, осложненных повышенным содержанием газа и песка Скважинная насосная установка по рисунку 1.11 работает следующим образом. При вращении винта с помощью полых штанг 5 в полость НКТ 4 нагнетается скважинная жидкость. Одновременно с заполнением НКТ скважинная жидкость заполняет и полые штанги. Скважинная жидкость, заполнив НКТ и полые штанги, через нагнетательный трубопровод 9 и кран 11 поступает в приемный коллектор нефтегазодобывающего предприятия.
При заполнении колонны НКТ скважинной жидкостью в ней образуется полость, заполненная сжатым воздухом. В процессе эксплуатации насосной установки эта воздушная полость выполняет ту же функцию, которую выполняет пневматический компенсатор поршневого насоса.
В случае необходимости, при больших значениях дебита скважины, как указано выше, часть добываемой скважинной жидкости можно направить через задвижку 10 непосредственно в линию нагнетания. В этом случае воздушная полость будет удалена потоком жидкости, поэтому компенсация пульсаций давления в нагнетательной линии скважины осуществляться не будет.
Кроме того, при больших значениях подачи скважинного насоса необходимость в воздушном компенсаторе отпадает, так как при работе винтового насоса пульсация давления в нагнетательной линии будет минимальной [54].
Впервые полые штанги начали применяться для добычи нефти с помощью штанговой скважинной насосной установки. Существует два варианта использования полых штанг: - непрерывная или периодическая подача в полость НКТ (через полую штанговую колонну) ингибиторов коррозии, ингибиторов АСПО, ПАВ, растворителей парафина, теплоносителей и деэмульгаторов. При этом откачка жидкости осуществляется в кольцевом пространстве между НКТ и полыми штангами; - откачка пластовой жидкости с высоким содержанием механических примесей. При этом откачка пластовой жидкости происходит по полым штангам, за счет малого проходного сечения которых, увеличивается скорость движения откачиваемой жидкости, что препятствует осаждению механических примесей.
При использовании полых штанг, используется специальное оборудование устья скважины. Для ШСНУ типовая схема их использования представлена на рисунке 1.12. Устьевое оборудование состоит из устьевого сальника для полого штока, устьевого полого штока, шарнирного трубопровода или гибкого шланга высокого давления.
ШСНУ с использованием полых штанг При работе ШСНУ, осуществляющей откачку нефти по полым штангам, увеличиваются как гидравлические сопротивления при ее подъеме на поверхность, так и вероятность рассогласования по времени траекторий движения точки подвеса штанг и головки балансира станка-качалки. Последнее объясняется следующим образом. При откачке нефти по полым штангам возникает разность гидродинамических сопротивлений при ходе штанг вниз и вверх, поскольку относительное перемещение внутренней поверхности штаг и откачиваемой нефти при ходе вверх, значительно больше, чем при ходе вниз. Вследствие этого, в частности, при больших значениях динамической вязкости перекачиваемой нефти, точки подвеса штанг и головки балансира станка-качалки начнут перемещаться не синхронно: точка подвеса штанг будет перемещаться с отставанием по времени от перемещения головки балансира станка-качалки.
При использовании ШВНУ с полыми штангами, в отличие от ШСНУ, штанги совершают вращательное движение, при этом практически отсутствует контакт наружной поверхности полых штанг с вязкой средой, благодаря чему существенно снижаются гидравлические сопротивления при подъеме добываемой нефти.
Использование в качестве привода ШВНУ колонны полых штанг дает возможность осуществления по ней откачки скважинной жидкости. Это позволяет, с одной стороны, увеличить скорость восходящего потока откачиваемой жидкости, с другой стороны, - снизить уровень потерь на трение вращающейся колонны штанг в вязкой среде: потери на трение при вращении колонны штанг меньше, чем при ее возвратно-поступательном движении. Кроме того, полые штанги, благодаря большему моменту осевого сопротивления сечения, имеют большую жесткость и подвергаются меньшей деформации скручивания, вследствие чего вращающаяся колонна полых штанг меньше деформируется и имеет большую динамическую уравновешенность, чем обычная
Движение песчинок при воздействии на нее потока жидкости
При этом следует учесть, что динамическая вязкость скважинной жидкости при ее подъеме ее на поверхность может изменяться в пределах от 0,65 мПа с до 1,7 мПа с при изменении температуры жидкости соответственно от 40 до 0 С.
Для расчета параметров моделирования принимаем наименьшее значение вязкости - 0,65 мПа с. Число Рейнольдса будет равно: ± 15 При этом, в зависимости от температуры жидкости (так как температура жидкости влияет на ее вязкость), значение числа Рейнольдса может колебаться в диапазоне от 1648 до 4308.
При большем значении динамической вязкости скважинной жидкости вынос частиц песка облегчается, поэтому необходимо определить скорость выноса частиц песка при наименьшем значении вязкости скважинной жидкости. Примем число Рейнольдса, равным 4308. При указанном числе Рейнольдса режим движения потока жидкости будет турбулентным.
При проведении лабораторных исследований температура воды в среднем составляла 20С. При этой температуре при натурной скорости потока воды число Рейнольдса равно Re = 3077. Такое же значение числа Рейнольдса будет иметь место в натурных условиях при большей вязкости воды ( при температуре 7 С и соответственно динамической вязкости 1,4 мПа .
Поскольку смоделировать течение процесса выноса частиц песка из скважины по числу Рейнольдса затруднительно (ввиду его значительного изменения), целесообразно для этой цели использовать кинематическое подобие.
За кинематическое подобие примем отношение скорости оседания частицы песка к скорости потока жидкости: Число Рейнольдса для ламинарного режима осаждения части песка равно: Таким образом, подставив формулу (3.4) в формулу (3.16) получим: Для обеспечения идентичности лабораторных и натурных скоростей осаждения частиц песка должно выполняться условие:
Поскольку полые штанги в процессе эксплуатации скважины вращаются, необходимо исследовать влияние их вращения на транспорт частиц песка (далее -на вынос частиц песка). Для исследования этого влияния была разработана лабораторная установка, схема которой приведена на рисунке 3.2.
Указанная лабораторная установка позволяет проводить исследования с вращающейся и не вращающейся трубой при углах ее наклона к горизонтали от 0 до 90. Угол наклона трубы определялся геометрическим способом по соотношению длин ее вертикальной и горизонтальной проекций.
Подача воды в трубу осуществлялась из централизованной системы холодного водоснабжения здания. Перед подачей воды в трубу в нее засыпался отсеянный через сито кварцевый песок.
Кварцевый песок в трубу засыпался в количестве (60 … 100) см3, что позволяло заполнить примерно одну десятую часть ее длины (рисунок 3.3).
Лабораторная установка для исследования влияния вращения полых штанг на вынос частиц песка (рисунок 3.2) состоит из прозрачной пластикой трубы 1, концы которой размещены в герметизированных вертлюжках 2 и 3.
Вращение трубы 1 осуществляется приводом 4, в качестве которой используется электрическая дрель мощностью 1050 Вт, позволяющая регулировать частоту вращения вала до 550 об/мин. Труба 1 в сборе с вертлюжками 2, 3 и приводом 4 закреплена на балке 5, наклон которой
регулируется посредством подъема или опускания троса 6. Подача жидкости в трубу 1 осуществляется через шланг 7, а ее отвод – через шланг 8.
Определение расхода жидкости осуществлялось объемным способом с использованием секундомера и измерительной емкости.
Прозрачная труба имеет длину 2 м внутренний диаметр 20 мм. Поэтому при таком внутреннем диаметре трубы значение коэффициента геометрического моделирования примем равным 0,74, таким же, как для лабораторной установки по рисунку 3.1. Размеры модельных частиц песка не превышают 1 мм. В качестве жидкости в лабораторной установке использовалась вода. Кинематическое подобие принято как отношение скорости оседания частиц песка к скорости потока жидкости:
Проектирование лабораторной установки для исследования процесса выноса песка во невращающихся трубах
В невращающейся трубе значение минимальной скорости потока жидкости (далее – критическая скорость), при которой обеспечивается вынос частиц песка, уменьшается при увеличении угла наклона трубы (рисунок 3.8), что подтверждает результаты теоретических исследований, изложенных в третьей главе.
Вследствие того, что ствол реальной скважины имеет пространственно-искривленную форму, скорости движения частиц песка в отдельных интервалах скважины могут иметь различное значение.
В тех случаях, когда значение скорость восходящего потока жидкости превышает значение критической скорости потока жидкости для вертикального участка ствола скважины, но меньше критического значения скорости потока для наклонного участка ствола скважины, то в этих наклонных участках ствола скважины может наблюдаться рост объемной концентрации частиц песка.
В случае эксплуатации таких скважин штанговыми насосными установками, наличие повышенной концентрации песка в отдельных ее интервалах вызывает повышенный износ элементов штанговой колонны и насосно-компрессорных труб (НКТ). Поэтому, значение скорости восходящего потока скважинной жидкости, необходимого для установления режима полного выноса песка во всех интервалах ствола скважины, должно превышать значения критических скоростей потока жидкости для всех наклонных участков ствола этой скважины.
На рисунке 3.21 представлен совмещенный график аппроксимирующих кривых влияния угла наклона трубы на значение критической скорости потока жидкости, обеспечивающей выноса песка, при различных частотах ее вращения. При частотах вращения трубы от 0 до 219 об/мин наблюдается снижение значений критических скоростей потока жидкости, необходимых для обеспечения выноса песка. В диапазоне от 219 до 308 об/мин, значение критической скорости потока жидкости незначительно меняется, а при большей частоте вращения трубы возрастает.
Во вращающихся трубах наибольшие значения критической скорости имеют место при углах наклона трубы, равной 50 … 60 , а наименьшие значения - для вертикально расположенных труб. Это обусловлено тем, что по мере увеличения угла наклона, с одной стороны, уменьшается влияние сил трения о стенки трубы, с другой стороны, уменьшается влияние зависимости значения критической скорости потока жидкости, необходимого для обеспечения выноса песка, от скорости вращения потока скважинной жидкости.
Для реальной скважины, имеющей пространственно-искривленную форму ствола скважины, значение критической скорости потока жидкости, необходимого для обеспечения выноса песка на всех участках ствола скважины, должно превышать максимальные значения критических скоростей на всех наклонных участках ствола этой скважины.
На рисунке 3.22 изображен совмещенный график аппроксимирующих кривых зависимости значений критической скорости потока жидкости, необходимого для обеспечения выноса песка в наклонных трубах, от частоты их вращения.
При сопоставлении данных теоретически определенного диапазона частот вращения трубы, обеспечивающих минимальные значения критической скорости потока жидкости, обеспечивающей выноса песка (таблица 2.28), с экспериментальными данными, было выявлено, что точка минимума кривых регрессий (рисунок 3.22) расположена близко к середине теоретически определенного диапазона частот вращения. Рисунок 3.21 – Совмещенный график аппроксимирующих кривых зависимости значений критической скорости потока жидкости, необходимых для обеспечения выноса песка в трубах, от угла их наклона Рисунок 3.22 – Совмещенный график аппроксимирующих кривых зависимости значений критической скорости потока жидкости, необходимых для обеспечения выноса песка во вращающихся трубах, от частоты вращения труб при различных углах их наклона
Расчетные значения диапазона частот вращения трубы, в которых достигаются минимальные скорости потока, обеспечивающие вынос песка
Значение скорости потока жидкости, вычисленное по уравнению регрессии в точке минимума, мм/с 48 154 158 150
1 Разработаны две лабораторные установки, позволяющие определять значения скоростей потока жидкости, необходимых для обеспечения выноса песка во вращающихся и невращающихся трубах при различных углах их наклона.
2 Лабораторными исследованиями подтверждены результаты теоретических исследований о снижении скорости потока жидкости, необходимой для обеспечения выноса песка, при уменьшении угла наклона невращающейся трубы.
3 Лабораторными исследованиями подтверждены результаты теоретических исследований о снижении скорости потока жидкости, необходимой для обеспечения выноса песка в наклонных трубах, вращающихся в определенном диапазоне частот.
4 Экспериментально установлено, что наибольшие значения скорости восходящего потока жидкости в наклонных трубах, обеспечивающие выноса песка, имеют место при углах ее наклона в диапазоне от 50 до 60 градусов. При этом, в этом диапазоне угла наклона трубы отношение скорости восходящего потока жидкости к скорости осаждения частиц песка может достигать единицы.
4 Разработка универсальной компоновки ШВНУ для добычи нефти из малодебитных скважин и моделирование ее работы
4.1 Описание универсальной компоновки ШВНУ и принципа ее работы В первой главе были выявлены осложнения, возникающие в процессе эксплуатации малодебитных скважин, основными из которых являются нестабильный динамический уровень скважины, повышенная вязкость добываемой скважиной жидкости, содержание механических примесей в виде частиц песка, солей и АСПВ. Вследствие этого в проточных каналах компоновок скважинных насосных установок образуются песчаные пробки, на поверхностях НКТ и скважинного оборудования образуются отложения солей и АСПО, интенсифицируется коррозионное и абразивное изнашивание рабочих поверхностей деталей и узлов скважинного оборудования. В этой же главе были рассмотрены различные компоновки скважинных насосных установок, позволяющих эксплуатировать осложненный фонд малодебитных скважин. В целях снижения себестоимости добычи нефти из малодебитных скважин, а также обеспечения возможности эксплуатации малодебитных скважин, имеющих различные типы осложнений или их комбинацию, предлагается такие скважины эксплуатировать универсальной компоновкой ШВНУ [64].
Разработка и исследование разделителя потока жидкости
Значение плотности скважинной жидкости, находящейся в межтрубном пространстве в интервале между перфорационными отверстиями эксплуатационной колонны и приемом скважинного винтового насоса, зависит от массовой доли частиц песка, содержащихся в ней. Поэтому, при увеличении отбора скважинной жидкости повышается средняя скорость движения ее потока, ускоряющей вынос частиц песка из скважины, что приводит к уменьшению массовой доли частиц песка в откачиваемой скважинной жидкости и снижению ее плотности. Результатом этого является снижение забойного давления и увеличение притока пластовой жидкости в скважину.
1 Разработана конструкция универсальной компоновки ШВНУ для добычи нефти из малодебитных скважин в осложненных условиях эксплуатации.
2 Разработана и исследована конструкция разделителя потока жидкости, предназначенной для регулируемого отбора скважинной жидкости из осложенных малодебитных скважин. Определены основные гидравлические характеристики разделителя потока жидкости при различных режимах его работы.
3 Разработан и математически обоснован способ увеличения отбора скважинной жидкости из малодебитных скважин, осложенных пескопроявлениями и нестабильным диамическим уровнем, предусматривающий обратный сброс в скважину части откачиваемой скважинной жидкости для поддержания динамического уровня скважины, а также регулирование режима работы скважинного винтового насоса для приведения его рабочей характеристики в соответствие с изменившимися пластовым давлением и притоком пластовой жидкости в скважину.
Разработана расчетная модель эксплуатации осложенного фонда малодебитных скважин с использованием универсальной компоновки ШВНУ, позволяющая определить параметры регулирования подачи скважинного винтового насоса в зависимости от изменений значений притока пластовой жидкости в скважину, количества реагентов, вводимых в затрубное простанство скважины, а также объемов обратного сброса в скважину части добываемой скважинной жидкости в целях стабилизации динамического уровня.
В результате анализа известных и опубликованных материалов по вопросам добычи нефти из малодебитных скважин и скважин, осложненных пескопроявлениями, было установлено, что образование песчаных пробок в большинстве случаев происходит в результате остановок работы насосной установки, при этом высота образующейся пробки зависит от объемной концентрации песка в скважине, на которую в свою очередь влияет режим его выноса. Установлено, что для обеспечения полного выноса песка, поступающего из продуктивного пласта в вертикальную скважину, скорость восходящего потока скважинной жидкости должна в 2 2,5 раза превышать скорость осаждения частиц песка.
2 Аналитически установлены диапазоны значений частот вращения колонны полых штанг, при которых снижается скорость восходящего потока жидкости, необходимого для обеспечения выноса песка из скважины.
3 Разработаны лабораторные установки по исследованию процесса выноса песка потоком жидкости, движущейся во вращающейся трубе при различных углах ее наклона.
4 Экспериментально подтверждены результаты теоретических исследований, установившие для диапазона частот вращения колонны полых штанг при различных углах ее наклона минимальные значения скорости потока жидкости, необходимые для обеспечения выноса песка из скважины.
5 Экспериментально установлено, что вынос песка из вращающейся в рекомендуемом диапазоне частот вращения полой штанги, имеющей наклон от 50 до 60 градусов, обеспечивается при численном значении отношения скорости потока жидкости к скорости осаждения частиц песка, не меньше единицы.
6 Разработана на уровне изобретения штанговая винтовая насосная установка для добычи нефти в осложненных условиях, позволяющая, при необходимости, осуществлять закачку в колонну насосно-компрессорных труб необходимых реагентов, регулировать подачу насоса путем подливания в межтрубное пространство части отбираемой жидкости, промывать подъемные трубы непосредственно после прекращения работы насосной установки, а также получена расчетная модель эксплуатации этой насосной установки, позволяющая устанавливать параметры ее работы для обеспечения наиболее эффективной эксплуатации скважины.
