Содержание к диссертации
Введение
1. Анализ состояния разработки и эксплуатации нефтяного месторождения на поздней стадии (на примере туймазинского месторождения) - 13
1.1 Геолого-промысловая характеристика месторождения и основные стадии его разработки 13
1.2 Состояние эксплуатации скважин с механизированной добычей и структура основных видов подземных ремонтов - 22
1.3 Новое направление доразработки месторождения бурением боковых стволов (БС) добывающих скважин - 31
Выводы -33
2. Основные факторы, влияющие на отказы насосного оборудования в искривленных скважинах с высокой обводненностью - 35
2.1 Статистический анализ влияния осложняющих факторов на межремонтный период работы скважин и подачу УСШН - 35
2.2 Трение и износ плунжерной пары УСШН при высокой обводненности откачиваемой продукции - 45
2.2.1 Анализ выполненных исследований в области износа УСШН в обводненных скважинах -46
2.2.2 Влияние содержания мехпримесей в добываемой жидкости и технологических факторов эксплуатации на износ штанговых насосов - 53
Выводы - 56
3. Исследование гидродинамических закономерностей течения высокообводненнои нефти через плунжерную пару штанговых насосов - 58
3.1 Точные и приближенные решения в расчетах течения вязкой жидкости через концентрический канал - 58
3.2 Лабораторный стенд и методика проведения экспериментов по изучению утечек нефти через зазор плунжерной пары. - 61
3.3 Исследование закономерностей течения водонефтяной смеси в зазоре плунжерной пары - 76 Выводы - 83
4. Критерии перевода малодебитных скважин в периодический режим эксплуатации усшн и расчет технологических параметров -85
4.1 Принципиальные основы определения оптимальной границы перевода - 85
4.2 Методика прогноза МРП и коэффициента продуктивности скважины, работающей в периодическом режиме - 96
4.3 Выбор скважин для периодической эксплуатации и расчет основных параметров -100
4.3.1 Расчет коэффициента продуктивности скважин, работающих в периодическом режиме - 101
4.3.2 Расчет параметров периода накопления - 102
4.3.3 Расчет параметров периода откачки - 103
4.3.4 Расчет технологических параметров работы скважины в режиме периодической откачки - 104
4.3.5 Оптимальный периодический форсированный режим откачки для малодебитных скважин - і 05
4.4 Расчет физических параметров жидкостей в стволе скважины - 107
4.4.1 Плотность газоводонефтяной смеси - 107
4.4.2 Плотность нефти с растворенным газом - 110 Выводы - 115
5. Проектирование насосной эксплуатации малодебитных скважин - 116
5.1 Методика подбора УСШН - 116
5.1.1 Расчет отбора жидкости из скважин - 116
5.1.2 Расчет подачи насоса -117
5.1.3 Расчет условий вывода на режим - 119
5.1.4 Выбор конструкции колонны штанг -120
5.1.5 Расчет напряжений изгиба колонны штанг - 126
5.1.6 Расчет плеча роторного контргруза - 127
5.2 Методика расчета и выбора конструкции насосно-компрессорных труб -128 5.3 Описание программы по расчету параметров работы скважины в периодическом режиме - 131
Выводы - 134
6. Разработка технологий снижения обводненности пластовых жидкостей при эксплуатации месторождений в поздней стадии - 136
6.1 Способ создания «обратного конуса» в призабойной зоне пласта - 136
6.2 Анализ выработки запасов нефти пластов Дь Дг и Дд - 151
6.3 Способы изоляции пластовых вод и регулирование проницаемости неоднородного коллектора - 162
Выводы - 170
7. Разработка технологий и технических средств борьбы с осложнениями в малодебитных скважинах и снижения их обводненности -171
7.1 Способы удаления парафиноотложений в малодебитных скважинах - 171
7.2 Результаты бурения боковых стволов и технология их эксплуатации - 183
7.3 Метод предотвращения остаточных деформаций насосного оборудования при спускоподъемных операциях - 199
7.4 Технология волнового воздействия на продуктивный пласт - 206
Выводы -213
Основные выводы и рекомендации - 215
Список использованной литературы - 217
Приложение! -233
Приложение 2 . - 248
- Состояние эксплуатации скважин с механизированной добычей и структура основных видов подземных ремонтов
- Трение и износ плунжерной пары УСШН при высокой обводненности откачиваемой продукции
- Лабораторный стенд и методика проведения экспериментов по изучению утечек нефти через зазор плунжерной пары.
- Выбор скважин для периодической эксплуатации и расчет основных параметров
Введение к работе
В настоящее время ряд крупнейших нефтяных месторождений Российской Федерации находятся на поздних и заключительных стадиях разработки. К таковым относятся месторождения Республик Башкортостан, Татарстан, Удмуртии, Куйбышевской, Пермской, Оренбургской областей, а также Западной Сибири. Несмотря на истощенность и выработан ность промышленных запасов эти месторождения благодаря огромным начальным запасам и совершенствованию технологий продолжают разрабатываться и оставаться экономически.рентабельными в регионах.
Открытие и ввод в промышленную разработку в начале 40-х годов уникального по своим масштабам Туймазинского нефтяного месторождения позволило в значительной степени развить и укрепить топливно-экономический комплекс страны и накопить бесценный опыт освоения природных ресурсов подобного типа.
В разные периоды разработки месторождения возникали и решались проблемы, связанные с осложнениями в добыче нефти. На сегодняшний день эти осложнения связаны преимущественно с предельно высоким обводнением пластовых жидкостей. Около 45 % насосного фонда скважин эксплуатируется, в настоящее время, в интервале обводненности 80...98 % /1,2,3,4,5,6,7,8/.
Предельно низкая пластовая энергия на поздней стадии разработки месторождения и высокая степень выработки запасов нефти являются причиной массового перевода добывающих скважин в категорию «малодебитных» с дебитом менее 3...5 м3/сутки /9,10,11,12,13,14,15,16/. Работа малодебитного фонда скважин при высокой обводненности жидкости отличается низкими значениями межремонтного периода и высокой себестоимостью нефти. Экономически это связано со значительными удельными затратами на эксплуатацию наземного оборудования при малых отборах нефти из скважин /17,18,19,20,21,22,23,24,25,26/.
К факторам, существенно осложняющим эксплуатацию, относится кривизна стволов скважин. Расположение насосов на наклонном участке ствола и его искривление способствуют возникновению радиальных сил прижатия плунжера к цилиндру, вытеснению жидкости из зоны контакта и развитию сухого трения. Это приводит к задиру металла, катастрофическому износу пар трения и резкому увеличению утечек пластовой жидкости через зазор: Присутствие в высокообводненной жидкости взвешенных механических частиц и, прежде всего, кварцевого песка кратно ускоряет износ плунжерной пары, отказы насосов и уменьшает подачу установок СШН.
То же самое можно сказать и о работе колонны штанг. Граничное трение штанговых муфт и самих штанг о насосно-компрессорные трубы в наклонных и искривленных участках ствола скважины в условиях дефицита нефти и присутствия песка в пластовой жидкости вызывает износ, увеличивает нагрузки и аварии оборудования.
В малодебитных скважинах с низкой обводненностью эксплуатация осложнена отложениями парафина в оборудовании. Малая скорость потока при этом вызывает существенное охлаждение нефти в подъемном лифте и не обеспечивает срыва кристаллов парафина с поверхности металла, ускоряя образование отложений.
Малодебитные скважины составляют значительную часть фонда насосных скважин. Только в АНК «Башнефть» до 50 % скважин эксплуатируются с дебитом скважин до 5 м /сут. Добыча нефти таких скважин составляет незначительную долю общей добычи. Однако, ввиду многочисленности такого фонда вопросы его эксплуатации приобретают первостепенное значение с точки зрения технико-экономических показателей. Необходимо отметить, что фонд малодебитных скважин постоянно увеличивается, поскольку по мере вступления месторождений в поздний период разработки в скважинах производится отключение высокопродуктивных обводнившихся пластов и осуществляется
разбуривание низкопродуктивных участков залежей, ранее не охваченных выработкой.
Отсутствие надежного насосного оборудования /129, 131/ малой производительности, низкий коэффициент полезного действия установок, частые ремонты при непрерывной эксплуатации, простои скважин в ожидании ремонтов из-за перегруженности бригад подземного ремонта, высокая обводненность добываемой продукции вынуждают переводить указанные скважины на периодическую эксплуатацию, несмотря на возможные потери в добыче нефти.
Несмотря на то, что способ периодической добычи нефти давно известен, до сих пор четко не была определена область ее рационального применения, не оценено влияние этого способа на межремонтный; период работы скважин. В имеющихся руководящих документах и методиках указывалось лишь на то, что перевод скважин с непрерывной на периодическую эксплуатацию следует осуществлять на основе анализа большого числа геолого-технических факторов.
Для проектирования эксплуатации малодебитных скважин в высокообводненный период отсутствовали достаточно точные сведения о величине возникающих утечек в насосах, скорости износа и влияния технологических факторов эксплуатации на отказы оборудования.
Исходя из того, что обводнение скважин является причиной описанных осложнений, потребовалась разработка новых технологий эксплуатации, уменьшающих поступление пластовых вод к забою скважин. Возникла необходимость разработки новых технических решений в обеспечении работоспособности УСШН, предупреждении отложений АСПО и ряде других задач.
Целью настоящей работы является повышение эффективности насосной эксплуатации малодебитных скважин в высокообводненный период разработки крупных нефтяных месторождений на базе исследований закономерностей изменения межремонтного периода работы
механизированного фонда скважин, износа оборудования и гидродинамики откачки пластовых жидкостей насосами.
Основные задачи исследований
Анализ состояния эксплуатации крупнейшего в России Туймазинского нефтяного месторождения в поздний период разработки, структуры и основных видов отказов насосного оборудования в малодебитных скважинах с высокообводненной нефтью, результатов бурения боковых стволов на «старом» фонде скважин.
Исследование влияния геолого-технических, физических параметров, пространственных характеристик стволов, содержание абразивных частиц в пластовых жидкостях на межремонтный период работы скважин, коэффициент подачи УСШН и скорость износа плунжерных пар.
Изучение гидравлических закономерностей течения! двухфазных жидкостей через кольцевой зазор плунжерной пары насоса в лабораторных условиях, структуры и : вязкости водонефтяной смеси, влияющих на потери производительности УСШНІ
Обоснование и разработка критериев перевода малодебитных скважин в периодический режим в высокообводненный период их эксплуатации, а также технико-экономический анализ параметров перевода в новый режим.
Создание алгоритма и методики проектирования механизированной добычи нефти из малодебитных высокообводненных скважин в постоянном и периодическом режимах.
Разработка технологий и технических средств обеспечения эффективности эксплуатации насосного оборудования малодебитных скважин, фонда, осложненного парофиноотложением, а также снижения объемов поступления в них попутно-добываемых пластовых вод.
Методы решения поставленных задач.
Решение поставленных задач осуществлялось теоретическими,
лабораторными и промысловыми исследованиями. Лабораторные исследования проведены на стендах, моделирующих работу штанговых насосов в скважинах. Промысловые исследования проведены с помощью стандартной аппаратуры.
Статистические исследования проведены с использованием теории адаптации и обучения.
Основные защищаемые положения.
На защиту выносятся:
результаты статистического анализа и научные основы осложнений в эксплуатации нефтяных месторождений на поздних стадиях разработки, связанные с высокой обводненностью добываемой жидкости и приводящие к снижению добычи нефти и показателей надежности работы насосного оборудования;
гидродинамические закономерности течения высокообводненной нефти через плунжерную пару насосов и эмпирические зависимости для расчета утечек в оборудовании;
основные принципы и критерии перевода в периодический режим и основы проектирования эксплуатации малодебитных скважин;
технологии и технические средства эксплуатации малодебитного фонда скважин, борьбы с парафином и снижения обводненности добываемой жидкости в завершающий период разработки месторождения.
Научная новизна.
На основе статистического анализа получены регрессионные уравнения для расчета и прогнозирования межремонтного периода работы и подачи насосов в осложненных скважинах с высокой обводненностью нефти.
Установлена закономерность изменения скорости износа оборудования скважин во времени в условиях высокого содержания механических примесей в жидкости.
Получена экспериментальная формула для расчета утечек жидкости через зазор плунжерной пары насоса и установлены закономерности течения через кольцевую щель водонефтяной смеси с различной концентрацией фаз.
Разработаны научно обоснойанные критерии и принципиальные основы перевода малодебитных скважин в периодический режим эксплуатации, а также расчета технологического режима и физических параметров жидкостей в стволе скважины.
Разработан широкий комплекс способов снижения обводненности продукции добывающих скважин и обеспечения работоспособности насосного оборудования, основанные на применении различных растворителей и водоизолирующих составов, изменения конуса обводнения, а также установлены оптимальные условия их применения.
Практическая ценность и реализация результатов.
На примере крупнейшего в стране Туймазинского нефтяного месторождения выполнен анализ состояния его эксплуатации и структуры основных видов ремонтов, выявивший факторы, осложняющие эксплуатацию добывающих скважин на поздних стадиях разработки.
Разработаны методики прогноза межремонтного периода работы малодебитных скважин в периодическом режиме и коэффициента подачи, а также технологических режимов, плотности газоводонефтяной смеси и конструкции подземного оборудования.
Разработаны технологии снижения обводненности скважины созданием «обратного конуса» в призабойной зоне пласта, изоляции пластовых вод с применением тампонирующих материалов, а также регулирования проницаемости неоднородных коллекторов.
Разработаны технологии борьбы с парафиноотложением в малодебитных скважинах и технические средства для их реализации. Создана технология волнового воздействия на продуктивный пласт с целью увеличения притока нефти и снижения обводненности.
Выполнен анализ эффективности бурения боковых стволов (БС) добывающих скважин на поздней и завершающей стадиях разработки нефтяного месторождения. Разработаны технология и технические средства эксплуатации добывающих скважин с БС.
Разработан руководящий документ РД39-00147275-038-98 «Технология ведения работ при ликвидации отложений в скважинах, оборудованных фонтанным лифтом, УЭЦН, УЭДН, УСШН с использованием комплекта промывочного оборудования скважин (КОПС)».
Экономический эффект от внедрения разработанных технологий за период с 1990 по 2003 год составил 44484,7 тыс. руб.
Состояние эксплуатации скважин с механизированной добычей и структура основных видов подземных ремонтов
Выше было показано, что истощение запасов месторождения и снижение пластового давления являются причинами массового перевода добывающих скважин в категорию малодебитных. В настоящее время доля таких скважин в НГДУ «Туймазанефть» составляет около 78 %.
На 01.01.2003 г. малодебитный фонд предприятия составил 526 скважин при общем фонде скважин с УСШН - 1050 скважин. Из них 160 скважин эксплуатируется в режиме периодической откачки. Суточные отборы жидкости в 2001 и 2002 г.г. и обводненность пластовых флюидов по скважинам с непрерывной и периодической откачкой нефти приведены соответственно в табл. 1.5 и 1.6.
При периодической откачке отборы жидкости в 2002 году, приходящиеся на одну скважину в целом составляют 1,42 м3/сут., по девону -1,51 м3/сут., карбону- 1,32 м3/сут., а нефти по девону - 0,89 т/сут., карбону-0,83 т/сут. Доля суточной добычи нефти из скважин с периодической откачкой в сравнении с добычей всего малодебитного фонда составляет 16,8 %.
В табл. 1.7 показано распределение фонда МДС по дебитам и по количеству подземных ремонтов скважин (ПРС) в наклонных и условно-вертикальных скважинах.
В 2002 году по малодебитному фонду скважин всего проведено 262 подземных ремонта, из них на наклонно-направленных скважинах (ННС) проведено 102 подземных ремонта. С ростом дебита скважин частота ремонтов имеет тенденцию к возрастанию. В табл. 1.8 представлен статистический материал распределения количества малодебитных скважин по интервалам отборов нефти, показывающий, что с увеличением дебита скважины по нефти, удельное количество подземных ремонтов увеличивается.
Из анализа ремонтов за 2002 год, представленных в табл. 1.9 видно, что в интервале обводненности 0...40 % частота ремонтов по вертикальным скважинам примерно одинакова с наклонными скважинами, а в интервалах обводненности 50...60 % и 70...80 % картина меняется, т.е. ремонты в ННС значительно превалируют.
Наибольшая удельная частота ПРС, которая большей частью связана со сменой насосов из-за износа, имеет место в интервалах обводненности 80...90 % и 90...100 %. Причем в наклонных скважинах удельная частота ремонтов в указанных интервалах обводненности выше.
Малодебитный фонд добывающих скважин в целом по карбону как в 2001 году, так и в 2002 г. работал с высоким МРП при обводненности до 30 % включительно.
При обводненности добываемой продукции 70... 100 % аварийность в наклонно-направленных скважинах достаточно высока и частота подземных ремонтов увеличивается более в чем в 1,5 раза по сравнению с вертикальными скважинами.
Работоспособность малодебитных скважин в зависимости от диаметра применяемых насосов, как в вертикальных, так и в наклонно-направленных скважинах в 2001-2002 г.г. с разбивкой по девону и карбону показана в табл. 1.10.
В оба последних года наиболее аварийными являются насосы 0 29, 32 и 38 мм как по девону, так и по карбону (удельное число ремонтов - 0,60 -вертикальные скважины и 0,38 - ННС).
В 2002 году наиболее высокую аварийность имели насосы 0 29 и 32 мм. Аварийность насосов 0 29 мм по девону по вертикальным скважинам составляет - 0,52, по ННС - 0,48, 0 32 мм по девону удельное число ремонтов - 0,46 по вертикальным, по ННС - 0,42. Видно, что при диаметре насосов 32 мм удельная частота ремонтов наиболее высокая.
Влияние глубины спуска насосов на их аварийность следует из табл. 1.11 и 1.12. Наиболее аварийными по девону являются интервал подвески насосов от 1100 до 1400 м, в котором удельная частота ремонтов изменяется от 0,69 до 0,89 за оба года.
По карбону наиболее аварийным является интервал от 1000 до 1500 м, в котором удельная частота ремонтов за оба года изменяется от 0,52 до 0,68. В наклонных скважинах удельная частота ремонтов высока и составляет в среднем около 0,8.
Согласно данных ремонтной службы насосов необходимость смены насосов в большинстве вызвана износом плунжерной пары, из-за которого теряется от 10 до 35 % производительности. Визуальный осмотр показывает существование углубленных линий задиров, обусловленных попаданием частиц твердого абразива в зазор плунжерной пары.
В табл. 1.13 и 1.14 приведено количество подземных ремонтов малодебитного фонда скважин по видам ремонтов в скважинах с постоянной и периодической откачкой. Скважины с периодической откачкой работают с меньшей удельной аварийностью.
Трение и износ плунжерной пары УСШН при высокой обводненности откачиваемой продукции
Выше было показано существенное влияние на МРП количества механических примесей в добываемой продукции. Из главы 1 также следует, что при обводненности продукции более 70 % происходит рост количества ремонтов, связанных со сменой насосов.
Дефицит смазывающего вещества - нефти приводит к повышенному износу трущихся пар, в особенности при высоких радиальных нагрузках, имеющих место в наклонных и искривленных скважинах. В особых случаях может произойти так называемый «катастрофический износ», вызванный задиром поверхности. Попадание твердых абразивных частиц (кварцевого песка) в зазор трущейся пары мно гократно усиливает износ. Минерал изация попутно-добываемой воды создает условия коррозионно-механического износа металла плунжера и цилиндра.
Следует различать различные режимы трения поверхностей насоса. В условиях отсутствия контакта поверхностей плунжера и цилиндра возможен гидродинамический режим трения. При высоких значениях радиальных сил прижатия плунжера к цилиндру имеет место режим сухого трения. В подавляющем большинстве случаев трущиеся пары работают в промежуточном режиме полусухого трения.
В работах /68,69/ были проведены исследования трения и износа в плунжерных парах гидропоршневых насосов на стандартных машинах ЧТТТМ - 3 и СМЦ - 2, позволяющих изменять в широких диапазонах прижимающие нагрузки на трущиеся поверхности.
Наиболее надежным средством, предохраняющим трущиеся поверхности ют износа и возможного задира, является создание между ними тонкой промежуточной пленки. Поэтому одним из наиболее информативных показателей смазывающей способности жидкости является предельная прочность смазывающей пленки, которая зависит от ее молекулярного состава, качества сопряженных пар, температур, давления и т.д. Параметры, входящие в этот показатель, отражают как величину износа шариков, так и резкое увеличение коэффициента трения.
Смазывающее действие нефти или воды можно рассматривать с точки зрения теории граничного трения, разработанной Дерягиным Б.В. и др. Эта теория базируется на способности целого класса углеводородов образовывать на трущихся поверхностях адсорбционные слои, препятствующие металлическому контакту. К веществам с высокой адсорбционной способностью относятся углеводороды, содержащие активные группы.
Активные концы молекул, образованные полярными группами, прочно связываясь с трущимися поверхностями, ориентируют свои неактивные концы перпендикулярно этим поверхностям, образуют своеобразную молекулярную «щетку», устойчивую к действию нормальных нагрузок при ничтожно малом сопротивлении сдвигу в плоскости скольжения. Согласно этой теории сопротивление сдвигу поверхностей, покрытых адсорбционными смазочными пленками, не зависит от удельных нагрузок между трущимися поверхностями, температуры и скорости скольжения. Адсорбционный слой, понижая поверхностное натяжение металла, облегчает пластическое трение в зернах, расположенных в поверхностном слое. Такое действие адсорбционных слоев известно под названием эффекта Ребиндера П.А./69/. Адсорбируемые поверхности — активные молекулы, стремясь покрыть всю поверхность тела в зоне сопряжения с активной средой проникают в трещины. И когда активные молекулы в трещине достигают зоны, в которой зазор равен размеру одной или двух молекул, адсорбционный слой своим давлением стремится расклинить трещину. Адсорбционно-расклинивающий эффект впервые был обнаружен также академиком Ребиндером П.А. Высокие контактные нагрузки на трущихся поверхностях могут возникнуть в скважинах с искривлением ствола в зоне подвески насоса. Эти нагрузки вытесняют смазочную пленку с поверхности, обнажая твердые поверхности для непосредственного сближения и вызывают задир металла, а при дальнейшем повышении нагрузки происходит заклинивание - контактирующих поверхностей. Поэтому смазочная пленка должна обладать достаточной прочностью. Результаты исследований, проводимые на машине трения ЧШМ - 3 представлены в /68/. Испытывались различные жидкости, включающие дистиллированную и минерализованную воду, нефть, дизтопливо и глицерин. Изучение закономерностей износа исследованных жидкостей показало, что для растворов характерны три области износа. Первая область характеризуется малой величиной износа. Причем, чем меньше величина износа и чем шире интервал этой области, тем выше смазывающая способность среды. Действительно, у дистиллированной воды самые низкие смазывающие характеристики, у дизельного масла - самые высокие.
Для второй области характерно резкое увеличение износа.
В третьей области величина износа уменьшается. По-видимому, такой характер износа объясняется тем, что адсорбционная пленка еще сохраняет защитное действие в I интервале. Во втором интервале начинается интенсивное разрушение защитной пленки и затрудняется ее восстановление. Из-за резкого увеличения износа в этом интервале уменьшается удельная нагрузка на трущиеся пары. Например, при испытании глицерина во втором интервале величина удельной нагрузки снижается почти в 40 раз. Поэтому под влиянием легких режимных условий в третьем интервале величина износа уменьшается.
Было установлено, что с увеличением минерализации пластовой воды размер пятна износа уменьшается, т.е. улучшается ее смазывающая способность при высоких контактных нагрузках /68/. На это указал Г.В. Виноградов «... в настоящее время известны низкоплавкие эвтетики солей, которые предлагается использовать для сульфидирования сталей и резкого улучшения их противоизносных характеристик. Эти характеристики определяют после сульфидирования. До сих пор отсутствовали попытки определить износ стали непосредственно в растворах солей, содержащих компоненты, способные в результате химической реакции с металлами модифицировать поверхности трения, образуя на них пластичные слои». Исследованиями /68,69/ на стандартной машине трения СМЦ - 2 было показано, что величина износа трущихся пар за 4 часа на водопроводной воде составляет 0,2928 г, а на минерализованной - 0,1555г.
Нагрузка, при которой происходит задир поверхностей и заклинивание для разных жидкостей составила:
- водопроводной воды - 920 Н
- пластовой воды - 2050 Н
- нефти - более 5000 Н.
Из приведенных данных видна степень влияния типа жидкости на работоспособность трущейся пары. Дефицит нефти в период сильного обводнения как раз и приводит к существенному росту количества ремонтов насосов при обводненности более 75 %.
Эксплуатация оборудования УСШН, особенно в наклонной скважине, сопровождается неизбежным контактом кромки приемной части насоса со стенкой скважины, на которой имеют место локальные скопления? АСПО с твердыми включениями. Абразив, попадая в насос через приемный клапан, вместе с жидкостью частично увлекается в зазор трущейся пары.
Присутствие абразивных частиц в зоне трения в значительной мере определяет работоспособность насосов, откачивающих высоковязкую жидкость. Загрязненность жидкости, помимо интенсивного абразивного изнашивания, вызывает защемление плунжерных пар, клапанов глубинного насоса, рост усилий на перемещение плунжера.
В зависимости от физико-химических характеристик трущейся поверхности и абразивного материала на поверхности изнашивания будут происходить различные сдвиговые процессы, приводящие к срезу и отделению частиц износа, т.е. эти характеристики будут определять величину износа.
Лабораторный стенд и методика проведения экспериментов по изучению утечек нефти через зазор плунжерной пары.
Для оценки потерь производительности УСШН из-за утечек в плунжерной паре необходимо изучить гидравлические закономерности течения как одно, так и двухфазной (нефть-вода) жидкости через кольцевую щель в натурных образцах насосов. При этом необходимо замерить вязкость жидкости и обводненности на входе и выходе из щели, перепад давления и расход. Для дополнительных оценок целесообразно замерить силу трения плунжера о цилиндр, характеризующую при прочих равных условиях осредненное значение вязкости жидкости в зазоре.
При соблюдении перепадов давления, соизмеримых с реальными и использовании в экспериментах отобранных из скважин пластовых жидкостей условия моделирования следует считать выполненными.
Технически невозможным является создание заданных значений эксцентриситетов расположения плунжера в цилиндре. Поэтому в экспериментах создавались лишь различные углы наклона оси насоса к вертикали, имеющие место в наклонно-направленных скважинах. Полагалось, что с увеличением угла наклона возрастает эксцентриситет. Для экспериментального исследования влияния наклона оси насоса, давления, обводненности перекачиваемой эмульсии на изменение силы трения в плунжерной паре, объем утечек в процентном соотношении в зазоре «плунжер-цилиндр», вязкости на выкиде насоса были разработаны лабораторные установки /74,75,76,77,78/.
Лабораторные установки были выполнены в двух модификациях: I вариант конструкции лабораторного стенда позволяет решить следующие задачи (рис. 3.2):
- определение соотношения нефти и воды, проходящей через зазор «плунжер-цилиндр»;
- величину утечек через плунжерную пару при работе и остановке насоса;
- определение силы трения в плунжерной паре за счет изменения давления жидкости на выкиде насоса и соотношения нефти и воды в перекачиваемой эмульсии.
Установка состоит из модели глубинного насоса, механизма возвратно-поступательного движения и системы, обеспечивающей циркуляцию жидкости.
В качестве модели насоса 1 использовались серийные вставные насосы НСВ1-3 2 с укороченными цилиндрами, длиной хода 56 см и числом качании 6 мин 1. Насосы с помощью хомутов укреплялись на подвижной раме 2, конструкция которой позволяет устанавливать его под различным углом наклона.
Механизм возвратно-поступательного движения состоит из электродвигателя 3, редуктора 4 и цепной передачи 5.
Для фиксирования нагрузок, возникающих в плунжерной паре при работе насоса, на полированном штоке устанавливается датчик 6, результаты показаний которого передавались на компьютер 7. Система циркуляции состоит из напорной емкости 8, давление в которой создавалось за счет подачи инертного газа (азот, гелий), заключенного в баллон 9 . Емкость была соединена с выкидом насоса, и в процессе проведения лабораторных исследований использовалась для создания противодавления перекачиваемой жидкости.
Прием насоса был оборудован гибкой линией 10 для подачи жидкости из емкости 11, в которую предварительно заливалась нефтяная эмульсия. Для количественной оценки объема утечек и процентного состава воды и нефти в цилиндре насосов просверлены по четыре отверстия 12, через которые отбирались пробы жидкости. Во время проведения опытов за определенный промежуток времени замерялся объем утечек в плунжерной паре и определялась их обводненность в зависимости от изменения давления на выкиде насоса, обводненности перекачиваемой жидкости и изменения угла наклона насоса от вертикали 15, 45 и 60.
II вариант лабораторного стенда представлял собой конструктивно измененную установку предыдущего исполнения и при проведении опытных работ преследовал следующие цели (рис. 3.3):
- определение объема утечек в плунжерной паре, обводненность и вязкость жидкостей в зависимости от изменения параметров давления, угла наклона насоса и обводненности перекачиваемой жидкости;
- определение силы трения в плунжерной паре.
Для проведения опытных работ использовались аналогичные вставные насосы 1с укороченными цилиндрами, но без отверстий. Узлы всасывающего клапана насосов при этом были демонтированы. Вместо нагнетательного клапана была навернута заглушка.
Механизм возвратно-поступательного движения 2 оставался без конструктивных изменений. Подвижная рама 3 с насосом была развернута на 180 . Прием насоса с помощью нагнетательной линии 4 был соединен с емкостью объемом 20 литров, в которую предварительно заливалась нефтяная эмульсия и создавалось давление 1,0; 2,4; 3,0 МПа с помощь газового баллона 5. Выкид насоса был оборудован пробоотборником 6, через который отбиралась проба жидкости для определения вязкости и обводненности.
Для фиксирования нагрузок, возникающих в плунжерной паре при работе насоса, на полированном штоке также устанавливался датчик 7. Весь объем информации об изменении силы трения в зазоре передавался на компьютер 8.
К основным задачам проведения лабораторных исследований были отнесены:
- определение фактической обводненности перекачиваемой среды в зазоре плунжерной пары в зависимости от обводненности пластовой жидкости;
- изучение характера изменения утечек жидкости в плунжерной паре в зависимости от угла расположения насоса к вертикали и обводненности продукции.
- изучение физических свойств водонефтяной эмульсии на выходе из зазора плунжерной пары;
- определение сил трения в плунжерной паре в зависимости от обводненности.
Выбор скважин для периодической эксплуатации и расчет основных параметров
Выбор скважин для перевода на периодическую эксплуатацию рекомендуется осуществлять по качественным признакам, когда отмечается малый дебит, небольшой коэффициент продуктивности, высокое пластовое давление, большая площадь кольцевого пространства в скважине, требуются частые ремонты насосного оборудования с высокой стоимостью, имеется большой запас производительности насосного оборудования. Основным показателем считается себестоимость добычи нефти. Она не должна быть выше, чем при непрерывной эксплуатации. При этом утверждается, что нельзя полностью положиться на громоздкие и неточные прогнозные вычисления, в том числе себестоимость добычи нефти для разных режимов периодической эксплуатации, требуется практическое апробирование. Окончательное решение принимается после расчетов по методике, изложенной в разделе 4.1.
В связи с тем, что в скважинах, относящихся к категории малопродуктивных, в подавляющем большинстве случаев отсутствует данные о коэффициенте продуктивности, в /96/ предусмотрен расчет коэффициента продуктивности по существующему режиму работы скважины и насосного оборудования. Коэффициент продуктивности скважины, работающей в режиме периодической откачки, исходя из (4.4) - (4.5), можно представить в виде.
Требуется оптимально подобрать следующие параметры: периоды откачки и накопления tomK, timK\ нижнюю и верхнюю границы изменения динамического уровня; число качаний балансира, длину хода полированного штока. Форсированный режим откачки отличается от обычного максимально возможной производительностью имеющегося на скважине станка-качалки оборудования и максимально возможным диаметром насоса, выпускаемого промышленностью, с учетом наложенных ограничений. При выборе периодов откачки и накопления, следует учитывать экономию от льготного тарифа на электроэнергию.
Льготный тариф меньше обычного тарифа на электроэнергию в 2,6 раз, откуда следует целесообразность установки на скважине такого режима откачки, при котором большая часть работы приходится на диапазон льготного тарифа. При этом: tOMK + tnaie = 24ксу,пацик, где /: є 1,2,3... , иначе период откачки не будет совпадать с диапазоном времени льготного тарифа на электроэнергию. При форсированном периодическом режиме число полных циклов откачки и накопления в сутки должно удовлетворять следующему условию: tHaK — const; не зависимо от технологического режима работы насоса. Нужно менять технологический режим так чтобы время откачки tomK = Т.- /ншс. Выбор оптимального технологического режима для периодики нужно делать в соответствии с допустимыми пределами.
