Содержание к диссертации
Введение
1. Анализ современного состояния техники и технологии эксплуатации скважин с высоковязкой нефтью и ее применимости к условиям разработки месторождений тяжелых нефтей (природных битумов) казанского и уфимского ярусов и высоковязких нефтей нижнего и среднего карбона 8
1.1 Характеристика месторождений с высоковязкой нефтью.. 8
1.2 Характеристика месторождений природных битумов 13
1.3 Техника и технология эксплуатации скважин с высоковязкой и тяжелой нефтью 19
1.4 Пути повышения эффективности техники и технологии эксплуатации скважин с тяжелыми нефтями (природными битумами) и высоковязкими нефтями. Основные задачи работы 43
2 Разработка и исследование технологий и технических средств подъема гїродукции скважин при разработке месторождений тяжелых нефтей (природных битумов) в условиях аномально низких пластовых давлений при тепловых методах воздействия на пласт . 45
2.1 Сравнительные промысловые испытания различных способов эксплуатации битумных скважин 45
2.2 Технологии эксплуатации скважинными насосными установками с полыми пггангами 47
2.2.1 Технология эксплуатации битумных скважин с применением модернизированной глубинно-насосной установки с полы ми штангами 65
2.3 Технология эксплуатации скважин с применением скважинного насоса со сквозным проходным каналом 71
2.4 Технология эксплуатации скважин установкой с подвиж-ным цилиндром и поднасосным утяжелителем 79
2.5 Технология подъема продукции скважин реверсивной длинноходовой установкой с гибким тяговым органом 89
3 Разработка и исследование способов и технических средств эксплуатации скважин на месторождениях высоковязких нефтей при заводне ниипластов 105
3.1 Предельная производительность УСШН при откачке высоковязкой продукции и пути ее повышения 105
3.2 Технология эксплуатации скважин установкой с изоляцией штанг от вязкой продукции 122
3.3 Технология подъема продукции скважин глубинно насосной установкой по эксплуатационной колонне 137
3.4 Технология эксплуатации скважин с применением вход ного устройства для поочередной подачи на прием скважинного на соса нефти и воды 146
4 Технологическая и экономическая эффективность разработанных технических решений . Практическая реализация результатов работы 171
Основные результаты и выводы 178
Литература
- Характеристика месторождений природных битумов
- Технологии эксплуатации скважинными насосными установками с полыми пггангами
- Технология эксплуатации скважин установкой с подвиж-ным цилиндром и поднасосным утяжелителем
- Технология эксплуатации скважин установкой с изоляцией штанг от вязкой продукции
Введение к работе
/
Актуальность проблемы. Характерными чертами современного состояния отечественной нефтедобывающей промышленности, в частности Татарстана, являются обусловленная поздней стадией разработки основных месторождений высокая обводненность продукции скважин, вовлечение в разработку новых месторождений с высоковязкой нефтью (ВВН), а также месторождений тяжелых нефтей (природных битумов), запасы которых по оценкам специалистов превышают запасы маловязких нефтей.
Имеющиеся технологии и технические средства не обеспечивают необходимой эффективности эксплуатации скважин с ВВН, а свойства тяжелых нефтей практически не позволяют вести их добычу обычными методами, применяемыми при разработке нефтяных месторождений.
Таким образом создание эффективных способов и технических средств подъема продукции скважин при разработке месторождений с ВВН при заводнении пластов и природных битумов при термических методах воздействия на пласт является важной и актуальной темой.
Цель работы. Создание эффективных способов и технических средств подъема продукции скважин при разработке месторождений тяжелых нефтей (природных битумов) казанского и уфимского ярусов с применением тепловых методов воздействия на пласт, а также высоковязких нефтей нижнего и среднего карбона при заводнении пластов. Основные задачи исследований;
-
Анализ применимости известных способов подъема высоковязкой продукции скважин для условий разработки месторождений тяжелых нефтей (природных битумов) с применением тепловых методов воздействия на пласт.
-
Промысловое опробование различных вариантов, обоснование направлений создания техники и технологии подъема продукции битумных скважин при естественном режиме работы пласта, при циклических и площадных методах теплового воздействия на пласт.
-
Разработка и исследование эффективных способов и специальных технических средств для механизированной эксплуатации скважин при разработке месторождений тяжелых нефтей (природных битумов).
-
Сравнительный анализ способов повышения производительности насосных установок при эксплуатации скважин с высоковязкой нефтью. Обоснование направлений совершенствования технологий и технических средств добычи высоковязких нефтей нижнего и среднего карбона при заводнении пластов.
-
Разработка и испытания усовершенствованных способов подъема высоковязкой продукции скважин при заводнении пластов.
-
Установление зависимостей между условиями эксплуатации, свойствами продукции, технической характеристикой оборудования и технологическими параметрами при применении разработанных способов подъема продукции окважпп, Опрвдолвшм области
С. Петербург^
ОЭ иф
rw rwrw г wr rrrmrrwr rwrr r wr rr r
-4-эффективного применения разработанных способов, обоснование оптимальных режимов эксплуатации.
7. Создание и промысловые испытания усовершенствованных технических средств подъема высоковязкой продукции скважин. Технологическая оценка эффективности разработанных технических решений.
Методы решения поставленных задач. Поставленные задачи решались путем аналитических и экспериментальных исследований, анализа и обобщения промысловых данных, методами математического моделирования с применением ПЭВМ.
Научная новизна:
-
Установлены зависимости между техническими характеристиками средств подъема, свойствами продукции скважин, условиями и режимами откачки при эксплуатации битумных скважин.
-
Установлены зависимости предельной производительности насосных установок с изоляцией колонны штанг от вязкой продукции, с подъемом продукции по эксплуатационной колонне и с полыми штангами от эффективной динамической вязкости продукции скважин, глубины спуска и размера насоса, площади поперечного сечения и прочности материала штанг, геометрических характеристик сечений каналов, по которым производится подъем продукции, устьевого давления.
-
Установлены зависимости между техническими характеристиками и параметрами входного устройства для поочередной подачи на прием скважинного насоса нефти и воды, свойствами продукции скважины (вязкость, обводненность) и режимами откачки.
4. Шесть технических и технологических решений выполнены на уровне мировой новизны и защищены патентами на изобретения, три технических решения защищены патентами на полезную модель.
На защиту выносятся:
-
Результаты исследований влияния технических характеристик средств подъема, свойств продукции скважин на режимы откачки при эксплуатации битумных скважин.
-
Результаты исследований влияния предельной производительности насосных установок с изоляцией колонны штанг от вязкой продукции, с подъемом продукции по эксплуатационной колонне и с полыми штангами от эффективной динамической вязкости продукции скважин, глубины спуска и размера насоса, площади поперечного сечения и прочности материала штанг, геометрических характеристик сечений каналов, по которым производится подъем продукции, устьевого давления.
-
Результаты исследований влияния свойств продукции скважин, параметров скважины и режимов откачки на параметры входного устройства для поочередной подачи на прием скважинного насоса нефти и воды.
-
Новые технологические и технические решения и их практическая реализация в области эксплуатации скважин с высоковязкой нефтью:
а) способы подъема продукции битумных скважин установками с полыми штангами, с
центральным проходным каналом, с поднасосным утяжелителем, реверсивной установкой с
гибким тяговым органом при тепловых методах воздействия на пласт;
б) способы подъема продукции скважин с высоковязкой нефтью установками с изоля
цией штанг от вязкой среды, с подъемом продукции по эксплуатационной колонне, оптими
зация параметров устройства для поочередной подачи нефти и воды на прием скважинного
насоса при эксплуатации скважин с высоковязкой нефтью при заводнении нефтяных пла
стов.
Практическая ценность работы. 1. Теоретически и экспериментально обоснованы требования к технологии и техническим средствам подъема продукции скважин при разработке месторождений тяжелых неф-тей (природных битумов) казанского и уфимского ярусов в условиях аномально низких пластовых давлений с применением тепловых методов воздействия на пласт, а также высоковязких нефтей нижнего и среднего карбона при заводнении пластов.
-
Выполнено сравнительное экспериментальное исследование в промысловых условиях Мордово-Кармальского и Ашальчинского месторождений природных битумов технологий подъема продукции скважин при естественном режиме работы пласта и при циклической паротепловой обработке призабойной зоны (ОПЗ) пласта с применением установок вибрационного насоса, винтового насоса с поверхностным приводом, "цепного подъемника", штанговых скважинных насосов с полыми штангами и с поднасосным утяжелителем. На основании анализа и результатов промыслового эксперимента определена область применения скважинных насосных установок.
-
Разработаны технологические приемы, созданы, испытаны, приняты ведомственными комиссиями и рекомендованы в производство скважинные насосные установки с полыми штангами, с поднасосным утяжелителем, с проходным каналом, длинноходовая реверсивная установка с гибким тяговым органом, обеспечивающие подъем продукции битумных скважин как на естественном режиме работы пласта, так и при циклическом и площадном методах паротеплового воздействия и обеспечивающие закачку теплоносителя без извлечения насосов из скважин.
-
Разработаны методики расчета технологических параметров и рекомендации по подбору оборудования при эксплуатации скважин насосными установками с полыми штангами, с проходным каналом, с поднасосным утяжелителем при откачке вязкой продукции, проявляющей неньютоновские свойства.
-
Обоснованы оптимальные способы подъема высоковязких нефтей нижнего и среднего карбона при заводнении пластов, обеспечивающие повышение производительности и надежности работы оборудования, снижение осложнений при эксплуатации.
-
На основании аналитических и экспериментальных промысловых исследований определена область применения и обоснованы требования к параметрам входного устройства, обеспечивающего поочередную подачу на прием скважинного насоса нефти и воды.
7. Найдены способы расширения диапазона применения по вязкости и обводненности нефти и созданы новые конструкции входных устройств для скважинных насосных установок, обеспечивающих поочередную подачу нефти и воды на прием скважинного насоса. Разработки испытаны, доведены до серийного производства и внедрены более чем на 400 скважинах.
9. Разработана технология и установка для эксплуатации скважин с ВВН, обеспечи
вающая изоляцию штанг от вязкой среды.
-
Семь разработок, выполненных на основе исследований (установки с полыми штангами, установка с центральным проходным каналом, установка с подвижным цилиндром и утяжелителем, длинноходовая реверсивная установка с гибким тяговым органом, установка с изоляцией колонны штанг от вязкой нефти и входное устройство для поочередной подачи на прием скважииного насоса нефти и воды) приняты ведомственными приемочными комиссиями и рекомендованы в производство. Утвержден в ОАО «Татнефть» руководящий документ на «Технологию механизированного подъема продукции битумных скважин при термических методах разработки» (РД 39-0147585-142-96).
-
Разработанные технологии внедрены более чем на 420 скважинах с экономическим эффектом более 35 млн. руб.
Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на всесоюзном совещании «Современные методы увеличения нефтеотдачи пластов» в г.Бугульме в 1989 г., на XXI научно-технической конференции молодых ученых и специалистов г.Бугульме в 1990 г., на Международной конференции «Проблеммы комплексного освоения трудноизвлекаемых запасов нефти и природных битумов (добыча и переработка)» в г. Казани в 1994 г., на Всероссийской научно-технической конференции «Большая нефть: реалии, проблемы, перспективы» в г.Альметьевске в 2001 г., на совещании Главных инженеров ОАО «Татнефть» в г. Альметьевске в 2003 г., на технических советах ОЭНГДУ «Татнефтебитум», НГДУ «Альметьевнефть» и «Ямашнефть», а также на секциях ученых советов ВНИИнефть и ТатНИПИнефть.
Публикации. По теме диссертации опубликовано 18 печатных работ, среди них 6 патентов на изобретения и 3 патента на полезные модели.
Объем и структура работы. Диссертация состоит из введения, четырех разделов, основных выводов и списка литературы, отпечатанных на 198 страницах машинописного текста, включая 12 таблиц и 46 рисунков. Список литературы содержит 108 наименований.
Характеристика месторождений природных битумов
К высоковязким нефтям (ВВН) согласно /1/ относятся нефти, вязкость которых в пластовых условиях превышает 30 мПа с. ВВН по вязкости принято подразделять на три группы: 30 — 100; 100 — 500 и свыше 500 мПа с. На территории Татарстана имеются месторозкдения ВВН всех трех групп. ВВН верхних горизонтов крупных месторождений (Ромашкинского, Ново-Елховского) относятся в основном к первой группе.
Месторождения Нурлатского и прилегающих районов содержат ВВН, относящиеся ко второй группе (Южно-Нурлатское, Камышлинское, Ашаль-чинское, Черемшанское, Сотниковское, Лангуевское и др.). Глубина залегания продуктивных пластов залежей нижнего и среднего карбона, содержащих ВВН первой и второй групп, от 600 до 1200 м, пластовое давление в среднем 7,5 — 12 МПа, пластовая температура 22 — 25 С, газовый фактор 3,5 — 15 м3/т, давление насыщения 1,5 — 4,5 МПа, коэффициенты продуктивности 0,5 — 5 т/сут МПа. Разработка месторождений, содержащих ВВН первой и второй групп, проектируется в основном с поддержанием пластового давления заводнением. Основной способ эксплуатации— штанговый глубинно-насосный.
Вязкость нефти в пластовых условиях существенно различается даже в пределах одной залежи. Вязкость устьевых проб разгазированной нефти в несколько раз превышает вязкость нефти в пластовых условиях. При механизированной эксплуатации скважин в насосном подъемнике обычно присутству -9 ет нефте-водо-газовая смесь, свойства которой в значительной степени меняются по мере подъема с забоя скважины до устья вследствие изменения давления и температуры, выделения растворенного газа, механического воздействия на продукцию движущейся колонны насосных штанг, действия гравитационных и гидродинамических сил. Особенно сложная картина имеет место при добыче обводненной продукции в диапазоне обводненности от 30 — 40 % до 70 — 80 %, когда в насосном подъемнике образуются стойкие эмульсии, вязкость которых многократно превышает вязкость нефти в пластовых условиях.
При дебетах до 30 т/сут от забоя скважины до приема насоса находится столб воды, через который поднимаются капли нефти. Вязкость смеси на этом участке невелика. Выше приема насоса до динамического уровня в стволе скважины накапливается, по преимуществу, частично дегазированная нефть. В насосе начинается образование эмульсии, но основным фактором, способствующим созданию вязких тонкодисперсных эмульсий, служит движущаяся возвратно-поступательно в стесненном пространстве НКТ колонна насосных штанг с муфтами. Возрастание вязкости вследствие механического воздействия штанг на водо-нефтяную смесь, как экспериментально установлено профессором М.Д. Валеевым (БашНИПинефть) 121, завершается примерно на первой от насоса трети колонны НКТ. Дальнейший рост вязкости смеси происходит не столь интенсивно и обусловлен снижением температуры и давления по мере подъема к устью скважины. Таким образом, для определения нагрузок на штанги и решения других технологических задач необходимо находить величину некоторой осредненной по стволу скважины, так называемой эффективной вязкости. Диспергирующее действие насосного оборудования: клапанов, колонны штанг, вращающейся колонны штанг УЭВН с поверхностным приводом, вращающимися элементами центробежных насосов.
Получение универсальной модели вязкости, охватывающей все перечисленные факторы, является на сегодняшний день едва ли выполнимой задачей. Поэтому в различных работах рассматривались лишь отдельные аспекты проблемы преимущественно с помощью лабораторных исследований. Построение модели вязкости осуществлялось либо с учетом только первостепенных и сильнодействующих факторов, либо только для отдельных регионов с небольшими разбросами значений тех или иных факторов.
Такая зависимость была получена и для восточных нефтяных районов, в которые вошли Башкортостан, Удмуртия, Татарстан, Самарская область. Оказалось возможным рассматривать изменения вязкости эмульсий в этом регионе только в зависимости от вязкости исходной нефти и ее обводненности, не вводя в рассмотрение температуру и газовый фактор 121. При этом в интервале обводненности 55 - 75 % наблюдается значительный разброс значений эффективной вязкости эмульсий. Согласно /3/ в жидкости из-за плотной упаковки дисперсной фазы появляется предельное напряжение сдвига, затрачиваемое на деформацию капель. Поэтому построение статистической модели вязкости эмульсий в НКТ во избежание большой погрешности рекомендовано производить до обводненности 55 %.
Технологии эксплуатации скважинными насосными установками с полыми пггангами
На основе анализа техники и технологий подъема продукции скважин применительно к условиям битумных месторождений, для получения достоверного фактического материала и уточнения исходных технических требований к новым техническим средствам и технологии подъема продукции битумных скважин проведены испытания и исследование работы с участием авторов в одинаковых промысловых условиях на Мордово-Кармальском и Ашальчинском месторождениях природных битумов макетных и экспериментальных образцов шести различных типов насосных установок: а) экспериментального образца установки с замкнутым гибким тяговым органом (цепной подъемник с поршнями) конструкции ТатНИПИнефти; б) макетного образца штанговой скважинной насосной установки с поднасосным утяжелителем, размещенным в маловязкой среде (с непроход ным плунжером), конструкции Бугульминского филиала ВНИИ; в) реверсивной длинноходовой глубиннонасосной установки с гибким тяговым органом (стальной лентой), опытного образца в передвижном и ма кетного образца в стационарном варианте, конструкции Бугульминского фи лиала ВНИИ; г) экспериментального образца многоклапанного вибрационного насоса конструкции ВолгоградНИПИнефти; е) экспериментального образца многозаходного винтового погружного насоса с наземным приводом, конструкции Уфимского нефтяного института; ж) макетного образца скважинной насосной установки с полыми штангами и гибким выкидным рукавом, конструкции Бугульминского филиала ВНИИ.
В результате испытаний установлено следующее /76,77/.
Установка с замкнутым гибким тяговым органом (цепной подъемник с поршнями) работоспособна, но обеспечивает подъем продукции битумных скважин только при естественном режиме работы пласта, не приспособлена для работы в герметизированную систему сбора.
Установка с поднасосным утяжелителем работоспособна. Установлена целесообразность конструктивного выполнения насоса с подвижным цилиндром, обеспечивающего закачку теплоносителя в пласт по колонне насосно-компрессорных труб без извлечения насоса.
Длинноходовая реверсивная установка с гибким тяговым органом (лентой) работоспособна и позволяет подъем вязкой жидкости из битумных скважин. Достигнутые значения коэффициента подачи (от 0,7 для воды, до 1 при откачке битума вязкостью 1500 мПа-с и выше) достаточно высоки.
Установка винтового многозаходного скважинного насоса с наземным приводом обеспечивает откачку вязкого битума из скважин, но не применима при термических методах разработки месторождений.
Установка вибрационного насоса при режиме испытаний (частота колебаний колонны 695,5 мин"1, амплитуда 1 мм) обеспечивает подачу жидкости вязкостью до 14,5 Па-с с производительностью до 12 м3/сут., причем величина подачи мало зависит от состава продукции (битум, вода), однако достигнутые на конкретном образце энергетические показатели низки. Эффективное применение вибрационных насосов на битумных месторождениях требует проведения большого объема комплексных научно-исследовательских, опытно-конструкторских и промысловых работ.
Установка с полыми штангами испытана при откачке жидкости из битумной скважины как на естественном режиме работы пласта, так и при пик -47 лическом паротепловом воздействии и имеет самые высокие энергетические показатели (коэффициент подачи, КПД) и производительность (до 28,8 м /сут). Учитывая сравнительно малую глубину битумных скважин, высокую вязкость продукции, широкий диапазон дебитов и избыточную ( для; условий битумных скважин) грузоподъемность серийных станков-качалок, в качестве полых штанг была применена колонна обычных насосно-компрессорных труб диаметром 60 мм. При этом, с одной стороны, в результате сравнительно большого веса и проходного сечения канала такой колонны обеспечивается нормальный (без зависания) ход колонны вниз при достаточно высокой производительности, а с другой стороны, загрузка станка-качалки приближается к расчетному диапазону, что обеспечивает возможность его уравновешивания.
В соответствии со сформулированными в первой части работы техническими требованиями, с учетом специфических особенностей скважин и методов разработки битумных месторождений, а также по результатам проведенных сравнительных промысловых испытаний макетных образцов насосных установок, разработан ряд технологий эксплуатации скважин специальными скважшшыми насосными установками.
Технологии эксплуатации скважин установками с полыми штангами предназначены для подъема продукции битумных скважин при естественном режиме работы пласта и паротепловом циклическом воздействии на пласт через добывающие скважины с последующим отбором продукции из них. Технологии обеспечивают возможность закачки пара в скважину без извлечения насоса. Разработано несколько модификаций технологий с использованием установок с полыми штангами: с подвеской цилиндра насоса на колонне насосно-компрессорных труб и шаровыми клапанами (рисунок 2 Л); с принудительно открываемым нагнетательным клапаном (рисунок 2.2); с установкой цилиндра насоса на забой скважины (рисунок 2.3).
Область применения технологий эксплуатации скважин насосными установки с полыми штангами определяется сочетанием параметров составных частей насосных установок /78, 79/. В частности, допустимая без опасности продольного изгиба нижней части колонны полых штанг глубина спуска насоса зависит от соотношения диаметра плунжера и полых штанг.
Технология эксплуатации скважин установкой с подвиж-ным цилиндром и поднасосным утяжелителем
Технология подъема продукции битумных скважин со спуском плунжера в пустую колонну (рис. 2.18) в значительной мере расширяет диапазон применения установки по вязкости откачиваемой среды, так как в этом случае сводится к минимуму гидродинамическое сопротивление, затрудняющее спуск плунжера по колонне НКТ /90/.
Поскольку технологии предполагают и позволяют производить закачку пара или других технологических агентов в скважину, причем технология подъема продукции битумных скважин со спуском плунжера в пустую колонну позволяет производить закачку пара без извлечения плунжера из колонны НКТ (рис.2.18 г), в них применены специально разработанные плунжеры, выполненных на уровне изобретений /91, 92/, поскольку в известных термостойких плунжерах с металлическими уплотнительными элементами /73, 74/ герметичность достигается сильным поджатием уплотнительных элементов к стенкам труб пружинами, что для обеспечения хода вниз требует груз большой массы и соответственно размеров, причем груз должен располагаться под плунжером, что увеличивает материалоемкость установки и снижает ее функциональные возможности, в частности рабочую длину хода. Основное отличие разработанных плунжеров, выполненных на уровне изобретений, от известных конструкций заключается в том, поджатие уплотнительных элементов к стенкам труб осуществляется лишь при ходе плунжера вверх давлением столба жидкости над ним.
На рисунке 2.19 а представлен плунжер /91/, содержащий обратный клапан 1, корпус 2 с кольцевыми буртиками, уплотнителъные элементы 3, 1-обратный клапан; 2-корпус; 3-уплотнительные элементы; 4-перемычки; 5 эластичная манжета; 6-защитная втулка; 7-торцевые выступы. о—по /91/, б— по /92/.
Плунжеры (свабы) с металлическими уплотнительны-ми элементами, поджимаемыми к стенкам труб только при их ходе вверх давлением столба жидкости. перемычки 4 с боковыми выступами и эластичную манжету 5 с защитной втулкой 6. Прижатие уплотнительных элементов 3 плунжера к стенкам колонны труб при его ходе вверх осуществляется за счет перепада давления над и под плунжером. Перепад давления действует на внутреннюю поверхность эласгачной манжеты, и через защитную втулку передается на ушютнитель-ные элементы. При спуске плунжера уплотнительные элементы без поджатия скользят по стенкам труб, что снижает их износ и повышает долговечность плунжера.
Однако для обеспечения увеличенного радиального перемещения уп-лотнительных элементов, позволяющего работать плунжеру в колонне, собранной из труб с большими отклонениями от их номинального внутреннего диаметра, боковые выступы перемычек конструктивно могут иметь весьма ограниченные размеры и вследствие этого небольшую зону контакта с уп-лотнительными элементами. В процессе работы плунжера многочисленные удары уплотнительных элементов о торцы труб в муфтовых соединениях приводят к увеличению люфта в местах контакта уплотнительных элементов с корпусом плунжера, вследствие чего появляется возможность увеличения расстояния между соседними уплотнительными элементами на величину, достаточную для выхода одного из боковых выступов перемычки из зацепления с уплотнительным элементом. Это приводит к выпадению перемычек, потере работоспособности плунжера и возможности его заклинивания в колонне НКТ, что снижает надежность работы плунжера.
С целью повышения надежности работы плунжера за счет исключения выпадения перемычек и расширение области применения плунжера за счет возможности его работы в колонне, собранной из труб с большими отклонениями от их номинального внутреннего диаметра, что значительно снижает трудоемкость подбора труб, была разработана усовершенствованная конструкция плунжера (сваба) /92/, представленная на рисунке 2.19 б.
Описание усовершенствованного плунжера, его состав и принцип работы аналогичны плунжеру /91/. Отличие состоит в том, что перемычки дополнительно снабжены торцевыми выступами, что при любых неблагоприятных обстоятельствах исключает их выпадение. Результаты экспериментальных испытаний плунжеров приводятся в /93/.
Техническая характеристика реверсивной ддинноходовой установки с гибким тяговым органом: глубина спуска плунжера до 300 м; предельная производительность при откачке маловязкой жидкости в насосном режиме до 35 м3/сут, вязкой жидкости со спуском плунжера в пустую колонну — до 14 м3/сут; тяговое усилие привода (при минимальном радиусе намотки ленты) 30 кН; скорость плунжера (средняя за ход) от 0,2 до 0,4 м/с; размеры стальной ленты — тягового органа плунжера: ширина 50 мм, толщина 0,8 — 1,2 мм, длина 310 м; условный диаметр плунжера 60 мм. Габариты привода: длина 5000 мм; ширина 1600 мм, высота 3750 мм; масса привода 2000 кг.
Компактность и малая масса привода позволяют выполнение установки в мобильном исполнении с размещением привода на санях или автомобильном прицепе, что делает установку удобной для опробования или пробной эксплуатации скважин.
Особенности устройства и принципа действия определяют преимущества реверсивной ддинноходовой установки с гибким ленточным тяговым органом при эксплуатации битумных скважин. К ним относятся /94/: широкий диапазон регулирования производительности, в том числе по мере изменения притока в скважину; простота конструкции; работоспособность при высоком газовом факторе, что особо важно при термических методах воздействия на пласт и при закачке в пласт газообразных агентов; нет принципиальных ограничений по термостойкости оборудования; имеет широкий диапазон по вязкости; позволяет закачку пара и других технологических агентов без извлечения из скважины насосного оборудования; обеспечивает извлечение из скважины плунжера (сваба), грузов и всасывающего клапана самой установкой без привлечения дополнительных грузоподъемных устройств; обеспечивает возможность очистки колонны насосных труб от отложений парафина, смол, асфальтенов и т. п. плунжером при каждом ходе или периодическим подъемом его до устья; позволяет исследование скважины спуском глубинных приборов; обеспечивает эксплуатацию скважины и на естествен
Технология эксплуатации скважин установкой с изоляцией штанг от вязкой продукции
Установка пущена в работу 15.09.2000 г. Режим работы: длина хода полированного штока Sb=l,7 м, частота качаний л=2,8 мин А. Теоретическая производительность установки Отеор=Ю,6 м /сут; коэффициент подачи 0,4.
Ревизия колонны штанг, проведенная 24.05.02 г. показала, что за 20 месяцев работы установки максимальный износ полиамидных центраторов имеет место в интервале набора кривизны скважины (глубина—180 м, угол— 9,5) составил 0,6—0,8 мм на сторону. Следов коррозии на узлах и деталях скважинного оборудования не отмечено.
Установка находится в работе. Наработка колонны штанг на 01.10.2003 г. составляет более 1100 сут.
Эффективность применения технологии заключается в возможности эксплуатации скважин практически с любой вязкостью и обводненностью, где обычные УСШН неработоспособны, к тому же из-за отсутствия колонны НКТ значительно (примерно на 80%) снижается металлоемкость скважинного оборудования и соответственно его стоимость, сокращается время подземного ремонта скважин.
Еще более эффективно применение технологии в таких скважинах, где из-за потери герметичности эксплуатационной колонны в нее спущена дополнительная эксплуатационная колонна меньшего диаметра, не позволяющая произвести спуск в скважину колонны НКТ нужного диаметра. В этом случае вместо якорного пакера при спуске дополнительной эксплуатационной колонны на ней может быть установлено более простое присоединительное устройство, в котором будет фиксироваться узел крепления насоса.
Одной из причин снижения межремонтного периода работы глубинно-насосного оборудования на поздней стадии разработки месторождений является увеличение фонда скважин с высоковязкой продукцией. Это обусловлено как вводом в разработку месторождений с высокой вязкостью нефти в пластовых условиях, так и обводнением существующего фонда скважин, которое в ряде случаев сопровождается образованием стойких высоковязких эмульсий.
При откачке обводненной продукции в насосном подъемнике обычно присутствует нефтеводогазовая смесь, свойства которой в значительной степени меняются по мере подъема с забоя скважины до устья вследствие изменения давления и температуры, выделения растворенного газа, механического воздействия на продукцию движущейся колонны насосных штанг, действия гравитационных и гидродинамических сил. Особенно сложная картина имеет место в диапазоне обводненности продукции от 30 — 40 до 70 — 80 %, когда в подъемнике образуются стойкие эмульсии, вязкость которых многократно превышает вязкость нефти в пластовых условиях, что вызывает осложнения в эксплуатации таких скважин (высокая амплитуда нагрузок на оборудование, "зависание штанг"). Известно 111, что при дебитах до 30т/сут от забоя скважины до приема насоса находится столб воды, через который поднимаются капли нефти. Вязкость смеси на этом участке невелика. Выше приема насоса до динамического уровня в межтрубном пространстве накапливается, по преимуществу, частично дегазированная нефть. Образование эмульсии начинается в насосе, но основным фактором, способствующим созданию вязких тонкодисперсных эмульсий, служит движущаяся возвратно-поступательно в стесненном пространстве НКТ колонна насосных штанг с муфтами. Возрастание вязкости вследствие механического воздействия штанг на водонефтяную смесь, завершается примерно на первой от насоса трети колонны НКТ. Дальнейший рост вязкости смеси происходит не столь интенсивно и обусловлен снижением температуры и давления по мере подъема к устью скважины. Типичная качественная картина изменения вязкости обводненной продукции, склонной к образованию стойкой эмульсии, при эксплуатации скважин с ВВН установками скважинных штанговых насосов (УСШН) по результатам, полученным М.Д. Валеевым /2/ при исследованиях на Арланском месторождении, представлена на рисунке 3.10 (кривая 1).
Один из способов снижения интенсивности образования стойких высоковязких водонефтяных эмульсий— применение устройств для поочередной подачи нефти и воды на прием насоса. Размещаемое под насосом устройство имеет разнесенные по вертикали приемы для воды и нефти и переключатель потоков жидкости. Подобные устройства могут использоваться как с плунжерными, так и со штанговыми винтовыми насосами. При этом обеспечивается снижение гидродинамического сопротивления движению штанг, сопровождаемое уменьшением нагрузок. Одним из главных условий работоспособности устройств является граница водонефтяного раздела (ВНР) в скважине.
Как было показано в разделе 1.3, известны устройства с поплавковым, магнитным и сифонным переключениями потоков. Широкого распространения устройства с поплавковым и магнитным переключениями потоков не получили. Возможно, это связано с существенным влиянием свойств откачиваемой продукции на стабильность переключения потоков жидкостей (что требует индивидуального подбора параметров устройства для каждой скважины), а также относительно большим количеством элементов, повышающим вероятность отказов в промысловых условиях.
Наиболее простую конструкцию (а, следовательно, низкую стоимость и высокую надежность) имеют устройства сифонного типа /45, 46,47/. Технология эксплуатации скважин с применением входного устройства для поочередной подачи на прием скважинного насоса нефти и воды с сифонным переключением потоков показана на рисунке 3.11.
