Содержание к диссертации
Введение
1. Анализ состояния разработки и эксплуатации шафрановского нефтяного месторождения высоковязкой нефти 12
1.1. Текущее состояние разработки нефтяного месторождения и эксплуатации скважин 12
1.2. Осложнения при эксплуатации Шафрановского месторождения 20
1.3. Исследование нагрузок на глубиннонасосное оборудование при откачке высоковязкой нефти 28
ВЫВОДЫ 33
2. Разработка способа снижения гидродинамического трения в насосном оборудовании и основы расчёта нагрузок 34
2.1. Обзор существующих решений и принципиальная схема подъёма высоковязкой нефти по межгрубному пространству скважины 34
2.2. Теоретические основы расчета экстремальных нагрузок на оборудование при эксплуатации скважин по межтрубному пространству 40
2.2.1. Обзор исследований в области расчёта гидродинамического трения в подземном оборудовании насосных установок 40
2.2.2. Основы теории расчёта экстремальных нагрузок на оборудо-дование 44
ВЫВОДЫ 47
3. Разработка технологии насосной добычи высоковязкой нефти и метода проектирования подземного оборудования 48
3.1. Результаты опытно-промышленных испытаний технологии эксплуатации скважины по межтрубному пространству 48
3.2. Проектіфование насосного оборудования и конструирование колонны штанг для эксплуатации скважины по межгрубному пространству 51
3.3. Скважинный штанговый насос с повышенным объёмным КПД 55
3.4 Устройства для уменьшения трения и механического износа насосных труб и штанг 59
ВЫВОДЫ 61
4. Исследование реологических свойств нефти шафрановского месторождения 62
4.1. Обзор исследований эффективной вязкости эмульгированных нефтей 62
4.2. Исследование изменения вязкости жидкости по глубине насосно-компрессорных труб 76
4.3. Статистическая зависимость для расчета вязкости обводнённой нефти в стволе скважины 81
4.4. Изменение вязкости добываемой продукции при подъёме по межтрубному пространству скважины 84
4.5. Деэмульсация нефти в скважине 87
Выводы 95
Основные выводы и рекомендации 96
Список использованных источников 98
Приложение 106
- Исследование нагрузок на глубиннонасосное оборудование при откачке высоковязкой нефти
- Обзор исследований в области расчёта гидродинамического трения в подземном оборудовании насосных установок
- Скважинный штанговый насос с повышенным объёмным КПД
- Исследование изменения вязкости жидкости по глубине насосно-компрессорных труб
Введение к работе
Характерной особенностью современной нефтедобычи является увеличение в мировой структуре сырьевых ресурсов доли трудно извлекаемых запасов, к которым относятся, в основном, тяжёлые и высоковязкие нефти с вязкостью 30мПаси выше /1,21,35,60/. Запасы таких превышают запасы лёгких и маловязких нетей и, по оценкам специалистов, они составляют не менее 1 трлн. т. В промышленно развитых странах они рассматриваются не столько как резерв добычи нефти, сколько в качестве основной базы её развития на ближайшие годы. Россия также обладает значительными трудноизвлекаемыми запасами и их объём составляет около 55% в общем объёме запасов российской нефти. Нефтегазоносные бассейны с высоковязкой нефтью распространены в основном на европейской территории России: Волго-Уральский, Прикаспийский и Тимано-Печорский.
В Республике Башкортостан к месторождениям с наибольшей вязкостью нефтей относятся Шафрановское, Хмелёвское, Байсаровское и Воядинское /14/. Вязкость нефти Шафрановского месторождения в пластовых условиях составляет 120...450 л/Яя с. Совершенно очевидно, что скважинное оборудование для подъёма высоковязкой нефти должно базироваться на штанговых насосах, которые должны обеспечивать заданные отборы жидкости при сохранении достаточно высокого уровня надёжности /10,11,12,18,29,34,35/. Глубинно-насосный способ, как у нас в стране, так и за рубежом, является самым распространённым способом механизированной добычи нефти. Механизированная добыча высоковязкой нефти в значительной мере осложнена высокими значениями гидродинамических сопротивлений в подземном оборудовании скважин. С повышением вязкости откачиваемой нефти резко возрастают нагрузки на оборудование, сокращается межремонтный период работы скважин, снижается производительность насосных установок /2,18,23,40,42,56/. Может происходить полная потеря работоспособности УСШН из-за рассогласованности движения балансира станка-качалки и колонны штанг при сильном торможении последней в высоковязкой среде.
Обводнение продуктивных залежей и поступление воды в добывающие скважины создают дополнительные осложнения, связанные с образованием стойких высоковязких эмульсий обратного типа /18,19,31/. Интенсивное перемешивание обводнённой продукции в подземном оборудовании и её эмульгирование является причиной увеличения вязкости в десятки раз.
В таких условиях оборудование, которое ещё позволяло откачивать безводную высоковязкую нефть, полностью теряет свою работоспособность. Наиболее напряжённые условия работы насосов создаются при обводнённости продукции в интервале 0,45...0,75 дол. ед.
В России и за рубежом известны технические средства и технологии для подъёма ВВН с помощью штанговых насосов, которым относятся, например, конструкции насосов вакуумным усилителем, а также схемы эксплуатации скважин по межтрубному пространству. Однако эффективность их невелика из-за утечек жидкости в вакуумных усилителях - в первом случае и быстрой разгерметизации пакета - во втором случае.
Для повышения эффективности нефтедобычи в таких условиях, с одной стороны, требуется разработка специального оборудования, обеспечивающего свободное, без «зависаний», движение колонны штанг, с другой стороны, снижение вязкости откачиваемой жидкости и предупреждение образования высоковязких эмульсий в подземном оборудовании скважин.
Целью настоящей работы является совершенствование технологии и повышение надёжности глубинно-насосного оборудования для добычи высоковязкой нефти при подъёме жидкости по межтрубному пространству скважины, а также разработка методики ее проектирования. К основным задачам исследований согласно поставленной цели следует отнести следующее.
1. Анализ условий работы глубиннонасосного оборудования при добыче ВВН на примере эксплуатации скважин Шафраповского месторождения высоковязкой нефти.
2. Исследование реологических свойств нефти и нефтяных эмульсий, а также выявление зависимостей эксплуатационных характеристик скважин от эффективной вязкости нефти в колоннах насосно-компрессорных труб (НКТ) и межтрубном пространстве скважин для залежи.
3. Анализ основных видов и структуры отказов подземного оборудования скважин с УСШН.
4. Разработка технологии и подземного оборудования для эксплуатации скважин с высоковязкой нефтью по межтрубному пространству и проведение опытно-промышленных испытаний.
5. Разработка теоретических основ расчёта экстремальных нагрузок на оборудование при откачке высоковязкой жидкости по межтрубному пространству.
6. Разработка алгоритма проектирования оборудования и расчёта конструкции колонны насосных штанг, а также технологии дестабилизации нефтяных эмульсий в скважине.
Поставленные в диссертационной работе задачи решены путём теоретических исследований, анализа и обобщения опыта эксплуатации скважин с высоковязкой нефтью, а также промысловых испытаний разработанных технологий, проведения статистических исследований реологических свойств откачиваемых сред.
Научная новизна диссертационной работы заключается в следующем.
1. На основе анализа параметров эксплуатации скважин с ВВН Шафрановского месторождения установлены характер и степень снижения коэффициента подачи насосов и МРП, вызванные высокими значениями вязкости добываемой продукции.
2. Разработаны основы теории расчёта экстремальных нагрузок на оборудование для условий эксплуатации скважины но межтрубному пространству с учётом вязкости сред.
3. Получены формулы для расчёта и конструирования трёхступенчатой колонны штанг по допустимым значениям амплитуды напряжений в металле применительно к технологии эксплуатации скважины по межтрубному пространству.
Основные защищаемые положения следующие.
1. Технология н техника насосной добычи высоковязкой нефти переводом скважины на эксплуатацию по межтрубному пространству, статистическая зависимость для расчёта эффективной вязкости добываемой жидкости в стволе глубинно-насосных скважин, а также способ дестабилизация эмульсий в процессе их подъёма.
2. Методы расчёта и проектирования подземного оборудования при эксплуатации скважины по межтрубному пространству. Практическая ценность работы заключается в следующем.
1. Выявлены характер и степень осложнений при эксплуатации скважин с высоковязкой нефтью Шафрановского месторождения, связанных с возникновением значительных гидродинамических сопротивлений в под- земной части глубинно-насосной установки.
2. Разработана и внедрена в производство технология эксплуатации скважин с ВВН по межтрубному пространству, исключающая разгерметизацию пакета «хвостовика». Предложен вариант использования в качестве скользящего разъема плунжерной пары серийного штангового насоса, который может быть использован также в других технологических целях.
3. Предложена технология дестабилизации нефтяных эмульсий при эксплуатации скважин по межтрубному пространству и выявлена закономерность изменения устойчивости смеси жидкостей во времени.
4. Разработана конструкция штангового насоса с повышенным объёмным коэффициентом полезного действия (КПД), являющаяся модификацией серийного не вставного штангового насоса и позволяющая производить подъём оборудования в период ремонта со сливом жидкости из НКТ.
Предложенные технологические мероприятия позволяют повысить эффективность работы фонда скважин Шафрановского месторождения.
Основные положения диссертационной работы в период с 1990 по 2005 г.г. докладывались и обсуждались на технических совещаниях и научно-практических конференциях в НГДУ «Аксаковнефть», АНК«Башнефть, БашНИПИнефть, ООО «КогалымНИПИнефть», в марте 2006 г. на YI конференции специалистов организаций, осуществляющих виды деятельности, связанной с пользованием недр на территории ХМАО -Югры.
Основные результаты диссертационной работы изложены в 6 статьях и патенте Российской Федерации. Автором настоящей диссертационной работы проведены опытно-промышленные испытания и обработаны результаты всех представленных в публикациях разработок.
Диссертационная работа состоит из четырёх глав и выводов. Работа изложена на 105 страницах машинописного текста, содержит 26 рисунков, 17 таблиц, список литературы из 68 наименований и приложение.
Исследование нагрузок на глубиннонасосное оборудование при откачке высоковязкой нефти
Откачка ВВН штанговым насосом сопровождается изменением баланса инерционных сил и сил вязкого трения. Если при откачке маловязкой среды экстремальные нагрузки на штанги определяются действием динамических сил в начале каждого хода штанговой колонны, то при откачке ВВН такие нагрузки определяются силами вязкого трения, имеющие наибольшие значения в середине каждого хода, т.е. в момент максимальной скорости движения штанговой колонны/14,18,34,35,59/. На рис.1.5 приведены типовые динамограммы нагрузок на колонну штанг при откачке маловязкой и высоковязкой жидкости.
Из динамограмм видно, что откачка ВВН приводит к округлению контура, при этом максимальная нагрузка (Ртах) определяется суммированием статических нагрузок и сил вязкого трения (FTp в) при ходе штанг вверх, а минимальная нагрузка (Pm;n) определяется разностью веса штанг в жидкости и силы гидродинамического трения при ходе штанг вниз (F н). При очень высокой вязкости величина Pmjn становится равной нулю, и УСШН теряет работоспособность из-за «зависания» колонны штанг.
На рис. 1.6 приведены практические динамограммы работы насосов на ряде скважин Шафрановского месторождения. Известно, что силы гидродинамического трения штанг в жидкости зависят от скорости движения штанг, вязкости жидкости в НКТ и площади кольцевого пространства, поэтому комплексом, определяющим влияние этих параметров на гидродинамическое трение, является число Рейнольдса.
Согласно (1.1) для ряда скважин (№№ 34,137,160,171,176,182,184,187,249) месторождения были рассчитаны силы гидродинамического трения колонны штанг в жидкости при ходе вниз. Вязкость жидкости определялась по пробам, отобранным на устье, с помощью прибора СВП-5. На рис. 1.7 показан график зависимости относительной силы гидродинамического трения от вязкости жидкости на устье. За относительную величину принято соотношение фактической величины силы трения FTpH , замеренной по динамограмме к коэффициенту Ki. Видно, что опытные точки расположились ниже прямой, проходящей под углом 45 к осям координат, что свидетельствует об отклонении от величины силы трения, рассчитанной по (1.1). Был определён поправочный коэффициент, с учётом которого формула для расчёта силы гидродинамического трения по Шафрановско-му месторождению принимает вид:
FTp.„. = 1,78-104 ц L К V е х р (15,16 т), Я, (1.2)
Для хода штанговой колонны вверх величина силы гидродинамического трения F-ф.в. существенно ниже FTp.H.. Это связано с совпадением направления движения штанг и жидкости. Обработка данных динамометриро-вания для той же группы скважин позволила получить осреднёшюе соотношение сил FTp.B./ FTp.„, соответствующее величине 0,68. В таком случае для расчета FTp.B. необходимо силу FTp.H., рассчитанную но (1.2), умножить на коэффициент 0,68. Величины FTp.B. и FTp.H. необходимо вводить в расчёты при проектировании глубиннонасосной добычи ВВН при обычной схеме эксплуатации скважин залежи по известным методикам.
Расхождение формул (1.1) и (1.2) очевидно связано с некоторым несоответствием значений вязкости жидкости на устье и в НКТ. Учитывая, что вязкость жидкости в НКТ определить сложно, для расчёта величины FTp.H рекомендуется пользоваться формулой (1.2), располагая значениями вязкости, замеренной на устье скважины.
1. Выполненный анализ эксплуатации скважин с высоковязкой нефтью Шафрановского месторождения показал низкие значения коэффициента подачи насосных установок и межремонтного периода работы скважин связанные с повышенными значениями нагрузок на оборудование и сопротивлениями в клапанах штанговых насосов, 65% подземных ремонтов выполняются по этой причине.
2. Для трех групп скважин с обводненностью 0...20%, 20...80% и 80...98% получены графические зависимости коэффициента подачи УСШН от погружения насосов под уровень жидкости, показавшие значения этих коэффициентов, соответственно, 0,40, 0,32 и 0,43 при достижении погружений 200 м.
3. По промысловым данным замера вязкости жидкости на устье добывающих скважин уточнён поправочный коэффициент формулы для расчёта сил гидродинамического трения колонны штанг о жидкость для Шафрановского месторождения.
4. Для повышения эффективности насосной эксплуатации скважин Шафрановского месторождения необходимо разработать технику и техно логии, снижающие гидродинамическое трение колонны штанг в жидкости.
Обзор исследований в области расчёта гидродинамического трения в подземном оборудовании насосных установок
Усилие в точке подвеса колонны штанг является результирующей величиной всех видов сил, действующих на штанги при их движении в трубах/16,18,25,61/. В зависимости от соотношения технологических параметров работы насоса, геометрических характеристик скважины и оборудования, а также вязкости нефти и упругих свойств металла и жидкости доли статических, инерционных и гидродинамических сил в результирующей нагрузке могут меняться в значительных пределах.
Вычисление нагрузок на колонну штанг, состоящих из статистических и инерционных сил, не представляет большой сложности благодаря достаточной изученности проблемы. С ростом вязкости жидкости в НКТ расчётные формулы для нагрузок на колонну штанг дают значительную погрешность, что и является причиной повышения аварийности оборудования. При достижении определённых значений вязкости роль гидродинамического трения в формировании динамических составляющих нагрузок становится преобладающей. При этом ввиду прямой зависимости сил трения от скорости штанг экстремальные нагрузки на колонну смещаются к середине хода (рис. 1.5, 1.6).
Изучению действующих на оборудование УСШН нагрузок при добыче высоковязкой нефти посвящены работы /11,15,16,33,36,38,44,52,65/. Остановимся на наиболее важных из них, касающихся расчёта непосредтвен-но сил гидродинамического трения.
Одной из первых зависимостей для расчёта сил гидродинамического трения Т является формула Вирновского А.С.: Т = 0,25 7іац82в(цк) , (2.1)
где: в(цк) = 0,5 (цк +Tg цк + Tg2 цк); цк = (bL/a - параметр Коши; a - скорость звука в материале штанг; }1 - вязкость жидкости в НКТ.
На основе анализа экспериментов отмечается большое расхождение расчётных данных но (2.1) с фактическими.
Пирвердяном A.M. была разработана теория гидродинамического трения в подземном оборудовании УСШН, учитывающая пестанционарный характер движения штанг и дополнительные сопротивления на торце нижней штанги /44/. Для иестанционарного течения полученное решение имеет громоздкий и неудобный для практического применения вид. Поэтому автор ограничился учётом упругих перемещений нижней части колонны.
Для расчёта непосредственно силы трения без учёта инерции жидкости им получена формула:
2 7tnL(m2o+l)Vcp.(t)
Т= , (2.2)
(m20+l)Inm0-(m20+l)
где: Vcp.(t) - средняя скорость движения штанговой колонны;
m0 = DT./сішт.
При добыче высоковязкой нефти в статических режимах работы установки Vcp.(t) практически совпадает со скоростью движения точки подвеса штанг, поскольку 1 / cos цк= 1 (цк 0,35).
В / 33 / так же проведена опытная проверка формулы (2.2) на скважине со свободной (без насоса) штанговой колонной. Расхождения расчётных и экспериментальных данных предложено учитывать с помощью множите ля, включающего параметр V ш/2у (1шт. /2 . Расхождения расчётных и опытных данных объясняются тем, что (2.2) не учитывает инерцию жидкости. Однако согласиться с таким объяснением можно только для случая откачки нефти невысокой вязкости, когда экстремальные нагрузки имеют место ещё в конце периодов начальной деформации штанг. Для высоковязкой нефти, ввиду смещения экстремальных нагрузок к середине хода, влияние инерции жидкости практически отсутствует.
В / 61/ получена зависимость для расчёта сил гидродинамического трения, включающая среднюю скорость движения жидкости в трубах. Это касается прежде всего хода штанг вверх, когда в движение вовлекается масса жидкости, подаваемая насосом. Заметим, что для хода вниз формула (2.2) учитывает движение жидкости, вытесняемой в трубы погружающейся колонной.
Влияние упругих свойств жидкости при её нестанционарном движении в трубах теоретически исследовано в /64 /. Показано, что упругие свойства способствуют снижению сил гидродинамического трения в средней части хода колонны штанг.
В работах/3,18/ исследовались гидродинамические сопротивления в НКТ на модельной установке с точными копиями муфтовых соединений штанг. Было установлено значительное влияние муфтовых соединений на общий перепад давления в НКТ. К примеру, муфтовые соединения 25-мм штанг в 62,5-мм трубах увеличивают сопротивление в канале более, чем в 3,5 раза. Этим как раз и можно объяснить большую погрешность формул для расчёта нагрузок в отмеченных выше работах. На рис.2.4 показано соотношение сил трения штанг в жидкости для хода вниз с муфтами и без них в зависимости от числа m = dIUT IDT . При m 0,3 сопротивления начинают резко возрастать из-за сокращения просвета между НКТ и муфтами . При m 0,3 указанное соотношение стремится к единице.
Основы теории расчёта экстремальных нагрузок на оборудование
Заполнение колонны НКТ маловязкой нефтью позволяет вести расчёт минимальных нагрузок на колонну штанг при ходе вниз на основе известных методов /56/. Минимальная нагрузка рассчитывается по весу колонны штанг в жидкости и инерционной составляющей в начале хода штанг вниз. Последняя с удовлетворительной точностью рассчитывается по формуле Д. Джонсона/15,25 /.
Для расчёта максимальной нагрузки при ходе колонны штанг вверх необходимо учитывать вязкость нефти, поскольку последняя вовлекается в движение по межтрубному пространству скважины. Максимальные значения нагрузки будут иметь место в середине хода штанг вверх ввиду того, что скорость движения вязкой жидкости и гидродинамические сопротивления в этот момент будут иметь максимальные значения.
Для расчёта экстремальных нагрузок при ходе колонны штанг вверх необходимо, с одной стороны, располагать величиной гидродинамического перепада давления в затрубном пространстве, с другой стороны - диаметром плунжера, на который передаётся это давление /18,44/. Уравнение Пуассона для трубы имеет вид:
Скважинный штанговый насос с повышенным объёмным КПД
Для обеспечения повышения объёмного КПД насоса была разработана новая схема скважинного штангового насоса, позволяющая помимо прочего осуществлять подъём труб без переливом жидкости на устье скважины (в случае невозможности захвата плунжером приёмного клапанного узла НСН) /4/.
На рис.3.2 представлена разработанная схема штангового насоса, позволяющая сливать жидкость при подъёме оборудования. Верхний конец цилиндра насоса выполнен расширяющимся кверху конусом с поперечным отверстием, сообщающим внутреннюю полость цилиндра с забоем скважины, а шток насоса снабжён запорным элементом упомянутого отверстия, выполненным в форме перевёрнутого усечённого конуса с отверстием по оси конуса, насаженного на шток с кольцевым запором, площадь поперечного сечения которого превышает площадь поперечного сечения отверстия клапанов, прігчем выше запорного элемента на штоке установлен полый цилиндр с поперечно-рифлёной наружной поверхностью и сквозными продольными отверстиями по кольцевой поверхности, а нижний торец полого цилиндра выполнен ступенчатым с кольцевым упором, внутренний диаметр которого превышает диаметр расположения сквозных отверстий. Гарантированный слив жидкости из полости насосно-ком-прессорных труб обеспечивается тем, что при подъёме штанг вместе с плунжером насоса на дневную поверхность выносится запорный конус и через освобождённое отверстие происходит слив жидкости. Надёжность работы запорного конуса обеспечивается полым цилиндром, который исключает контакт штока насоса с осевым отверстием конуса. Возникновение этого контакта при ходе штока вверх могло бы вызвать срыв запорного конуса и излив поднимаемой продукции, тем самым снижая объёмный КПД насоса. Кроме того, наличие кольцевого уступа и превышение площади поперечного сечения кольцевого зазора между штоком и отверстием конуса над площадью поперечного сечения отверстий клапана площадью поперечного сечения отверстий клапана позволяет обеспечить минимальные гидравлические сопротивления движению жидкости при работе насоса и тем самым увеличить его объёмный КПД. Поперечно-рифлёная поверхность полого цилиндра удерживает его непосредственно над конусом во время возвратно-поступательного движения штока, также способствуя увеличению объёмного КПД насоса.
Скважинный штанговый насос состоит из образующих рабочую пару цилиндра (1) и плунжера (2), а также узлов нагнетательного (3) и всасывающего (4) клапанов, на конусной поверхности (5) цилиндра выполнено поперечное отверстие (6), перекрывающееся перевёрнутым конусом (7), запорным элементом, сопряжённым по оси со штоком (8) насоса, над конусом установлен полый цилиндр (9) с поперечно-рифленной поверхностью (10) и сквозными отверстиями (11), на нижнем торце (12) которого выполнен ступенчатый кольцевой упор (13), причём отверстие (6) сообщает внутреннюю полость насосных труб (14) с забоем (15).
Насос работает следующим образом. Установка запорного элемента -усечённого конуса (7) осуществляется совместно с установкой штока (8) и плунжера (2) в цилиндр насоса (1). Полый цилиндр (9) предотвращает приподнимание конуса (7) при ходе штока (8) вверх, и насос работает с полным заполнением. Запорный элемент - усечённый конус (7) извлекается на поверхность при подъёме штат; что дает возможность сообщать внутреннюю полость труб с забоем скважины через отверстие (6) и сливать жидкость из трубы в скважину, т.е. предотвращать излив жидкости на устье скважины. Использование такого насоса позволяет повысить объёмный КПД насоса при обеспечении надёжности его работы.
Насос можно изготовить путём модификации любого серийного невставного штангового насоса - для этого необходимо изготовить узлы 9 и 7, а также верхнюю часть цилиндра насоса 5. Всасывающий клапан выполняется с увеличенным диаметром проходного канала, что снижает гидравлические сопротивления на приёме насоса, а это особенно важно при откачке ВВН.
На скважине 19 Шафрановского месторождения был испытан опытной образец такого насоса НСН2-32. До испытаний скважина подавала насосом НСВ1-32 4,0 м3/сут при обводнённости 90%. После спуска опытного образца насоса на ту же глубину (1250 м) при неизменных параметрах работы станка-качалки дебит стал 5,1 м3/сут. После 30-ти суток работы УСШН подняли, причём перелив жидкости из НКТ отсутствовал. На рис.3.3 представлены динамограммы работы насосов: обычного и модифицированного - с повышенным объёмным КПД.
Исследование изменения вязкости жидкости по глубине насосно-компрессорных труб
Для обеспечения точности проектирования оборудования УСШН для добычи высоковязкой нефти возникает задача определения закона изменения вязкости по глубине НКТ. К примеру, в интервале высоких её значений целесообразно использовать ступенчатую колонну труб или применять другие средства, снижающие трение штанг в вязкой среде. Возможны и иные приложения таких исследований.
Предложенный в /17,54/ способ определения закона изменения вязкости по глубине НКТ основан на поинтервальном замере гидродинамического перепада давления в трубах с последующим пересчётом на вязкость. Предложенный способ отличается тем, что до спуска манометров определяется осреднённое значение вязкости на устье скважины. Через равные интервалы глубины осуществляется запись давления жидкости глубинными манометрами МГН-2/160, помещёнными в специальные камеры из полых штанг с боковыми отверстиями, которые свинчиваюгся с обычными штангами с помощью переводников. Разность гидродинамических давлений, записанных на бланках двух соседних манометров, показывает искомый перепад на участке НКТ. Гидродинамическое давление, имеющее максимальное значение в средней части хода штанг вниз, отсчитыва-ется на бланке манометра от линии статического давления, записанного в момент остановки скважины.
Для различных участков НКТ между соседними манометрами можно записать следующие соотношения.
В табл.4.2 так же, как в /17,54/, приведены экспериментальные значения переходных множителей для различных сочетаний размеров штанг и труб, полученные в лабораторных условиях.
В данной таблице множитель для каждого диаметра штанг в колоннах определён по отношению к большему предыдущему диаметру штанг. Пользоваться таблицей необходимо следующим образом. Например, если колонна штанг скомпонована из двух ступеней диаметром 25 и 22-лш в 62-лш. трубах, то множитель А] соответствует 0,408. Если двухступенчатая колонна состоит из 22и19-лш штанг в 72-лш трубах, то множитель Ai соответствует 0,606. Наконец, если колонна составлена из 22, 19 и 16-дш штанг в 73-лш трубах, то множители AjnA2 примут значения 0,684 и 0,677. Если на замерном участке между двумя соседними манометрами колонна скомпонована из двух ступеней, то перепад давления определяют но следующим формулам /17,54/: где и и 1г - длины ступеней штанг на участке.
Интервал расстановки манометров в эксперименте, проведённом на скв.&ОЗ, составлял 160 ж Часовой механизм манометров, рассчитанный на 18-часовую работу обеспечил запись давления в течение периода, необходимого для выхода скважины на установившийся режим эксплуатации по вязкостным свойствам продукции пласта в трубах. Замер давления на бланках всех манометров после их извлечения производился для фиксированного момента времени, который для нижних манометров был в конце периода работы часового механизма, а для верхних - ближе к середине.
Значения К4 в формулах (4.11) имеет практически постоянную величину, обусловленную тем, что штанговая колонна по глубине НКТ располагается с наибольшим эксцентриситетом. Эксперименты, проведённые в ГІГДУ «Чекмагушнефть», показали, что гидродинамическое трение при ходе штанг вниз практически не зависит от наклона ствола скважины и его кривизны/13 /.
Исключив постоянную К4 из системы уравнений (4.11), можно запи сать:
Далее строится гистограмма перепадов АР по глубине НКТ (рис.4.6), вершины которой соединяются в кривую 2. Определяется графически площадь полученной фигуры и строится равновеликий прямоугольник с общей стороной L, соответствующей глубине НКТ. Малая сторона построенного прямоугольника 3 принимается за осреднённую величину вязкости жидкости. Определённый таким образом масштаб оси абсцисс позволяет оценить вязкость по кривой 2 на любой глубине НКТ. На рис. 4.6(a) показаны результаты графического построения для скв. 242. Вязкость жидкости, рассчитанная по барограммам, для верхнего и последующих нижних участков составило соответственно 238, 195, 166, 161,95, 85 мПа с. Диаметр НКТ - 76 мм, дебит - 44 м3/сут. Из рисунка видно, что зависимость вязкости от глубины без большого ущерба для точности можно аппроксимировать линейной зависимостью.
Подобные исследования, проведённые в/18/ на скважинах 1518, 1521, 1522, 1171, и 1504 показали примерно такое же изменение вязкости по глубине НКТ. Согласно осреднённых значений на рис.4.6(6) показана эталонная кривая распределения вязкости для северо-западных месторождений Башкортостана. При использовании эталонной кривой за 1 принимается осреднённая эффективная вязкость жидкости, замеренная на устье скважины.
