ПРОМЫСЛОВЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ В НАКЛОННОЙ СКВАЖИНЕ

Анализ состояния эксплуатации глубиннонасосных установок показывает, что наибольший интерес представляет выявление характера распределения нагрузок по длине колонны штанг, в особенности в наклонно направленных скважинах.

Для экспериментального изучения процессов, происходящих в колонне штанг и насосно-компрессорных трубах, при эксплуатации глубиннонасосннх скважин БашНИПИнефтью совместно с НГДУ Аксаковнефть был создан на Раевском нефтяном месторождении опытно-промышленный стенд.

Стенд состоит из скв. 116, практически вертикальной, скв. 53 с максимальным углом наклона 23 и смещением забоя от вертикали 230 м, двух мерников для пластовой воды и нефти, коммуникационных трубопроводов и измерительной аппаратуры. Скважины и мерники обвязаны согласно схеме (см. рис. 38), позволяющей из мерников 4 с помощью задвижек и счетчика Вольтмана 2 по трубам заливать в разных соотношениях нефть и воду в затрубное пространство скважины.

Для возможности измерения физико-химических свойств откачиваемых сред в широким диапазоне интервалы перфорации скважин на период исследований были перекрыты пакерами. На выкидной линии для контроля давления на устье установили образцовые манометры. Устьевую арматуру оснастили пробоотборным краном. На обеих скважинах было смонтировано однотипное оборудование: станок-качалка типа 7СК8-3,5-6000, глубинный штанговый насос НГН2-43 с подвеской на глубине 1000 м. В скважины были спущены трубы диаметром 73 мм и комбинация штанг диаметром 22 мм и 19 мм. Для определения динамического уровня использовали эхолот. Нагрузку на головку балансира регистрировали динамографом. В экспериментах применяли дегазированную девонскую нефть и пластовую воду плотностью соответственно 0,86*-10³ и 1,172*10³ кг/м³.

С целью изучения механики процесса подъема жидкости регистрировали давления в насосных трубах на глубинах 0; 390 и 1000 м - в скв. 53 и 0; 390; 500; 700 и 1000 м - в скв. 116. Для замера давления в колонне насосных труб были установлены специальные муфты, оснащенные дистанционными тензометрическими датчиками давления, информация от которых поступала по кабелю на дневную поверхность. Замерная аппаратура состояла из многоканального пульта управления МПИ-1 и указанных выше датчиков давления, разработанных совместно с

ВНИИГИС. В качестве регистраторов давления применяли самопишущий электронный потенциометр Н-135 и дублирующий его шлейфовый осциллограф. В результате опытов получены барограммы в трубах за цикл работы СШН на различных режимах при разных соотношениях воды и нефти, включая безводную нефть и пластовую воду.

В ходе экспериментов жидкость в расчетных пропорциях подавали на прием насосов и после подъема вновь нагнетали в затрубное пространство.

Как известно, процесс образования эмульсии начинается от приема насоса и завершается на определенном отрезке насосно-компрессорных труб. Длина участка, на котором меняются вязкостные свойства эмульсий, зависит от физико-химических свойств воды, нефти и газа, режимных характеристик работы установки. Использованный технологический прием, при котором воду и нефть пропускали через насос до тех пор, пока свойства эмульсии, подаваемой к приему насоса и получаемой у устья скважины, не оказывались одинаковыми, позволил сделать интерпретацию результатов эксперимента более точной. Исключение влияния газа при этом явилось также своеобразной особенностью исследований.

Следует отметить, что температурный режим давления жидкости в стендовых условиях полностью соответствовал реальным (температурный градиент по стволу скважины оставался неизменным). Стендовые скважины исследовали на нескольких режимах. Все это дало возможность сопоставить основные параметры работы обеих скважин при одинаковых и переменных технологических режимах, выявить ряд особенностей исследуемого процесса и получить некоторые выводы.

На рис. 46 приведены характерные барограммы откачки воды (а, а₁), нефти (б, б₁) и эмульсии с водосодержанием 64,5% (в, в₁), полученных на скв. 116, а также откачки воды на скв. 53 (г, г₁). Причем кривые а, б, в, г соответствуют данным датчика с глубины 390 м, a₁, б₁, в₁, г₁ - с глубины 1000 м. По данным измерения на вискозиметре "Реотест-2" в полевой лаборатории среднее значение вязкости эмульсии при градиентах сдвига в интервале от 25 до 200 с составило 0,008 Па*с. На приведенных кривых, характеризующих качественную сторону процесса, не обозначены абсолютные значения давления, которые нуждаются в дальнейшем уточнении.

Из анализа приведенных характеристик кривых можно установить, что точка минимального давления на каждой кривой совпадает с началом хода штанг вниз, ався кривая соответствует полному циклу движения штанг. Видно, что нижние кривые по своей форме повторяют верхние и по своим амплитудным значениям пропорциональны глубине установки датчиков. Формы кривых позволяют дать следующее объяснение изменению давления за цикл работы насоса.

В первом полуцикле увеличение давления, вызванное трением

Рис. 46. Барограммы откачки в полости насосно-компрессорных труб

штанг о жидкость, наблюдается в средней части хода штанг вниз.

Во втором полуцикле рост давления происходит вследствие инерции столба жидкости, приводимого в движение плунжером насоса, а также возникновения гидравлических сопротивлений в трубах. Максимум суммарной кривой смещается ближе к началу хода штанг вверх.

Барограммы, полученные в период откачки воды, изобилуют пульсациями давления, носящими нерегулярный характер. Повторяясь с каждым новым циклом, они являются следствием сложения колебаний давления от упругих деформаций колонны штанг и труб, а также инерции откачиваемой жидкости и ее сжимаемости. Незначительная вязкость воды в полости труб позволяет говорить об инерционной природе колебаний давления.

Сопоставление барограмм, полученных в вертикальной (а, a₁) и наклонной (г, г₁) скважинах на одинаковых режимах,

показало, что значение амплитуды колебаний в обоих случаях имеет одинаковый порядок, а формы кривых отличны. Количество пульсаций в вертикальной скважине больше, чем в наклонной. Силы полусухого трения в искривленном стволе заметно уменьшают упругие перемещения штанг.

Замена пластовой воды на дегазированную нефть повлекла за собой качественное изменение форм кривых барограмм. На графиках ясно обозначились два экстремума давления за цикл работы установки. Видно, что рост вязкости жидкости вызвал увеличение давления в первой фазе откачки (ход штанг вниз)

Рис. 47. Зависимость максимальной нагрузки на головку балансира от давления на приеме насоса: 1 - скв. 116; 2 - скв. 53

при некотором снижении давления во второй. Заметно уменьшилась при этом и частота пульсаций.

Кривые, представленные на рис. 46 (в, в₁), характеризуют процесс подъема высоковязкой эмульсии. Эти кривые имеют лишь один сильно выраженный максимум давления. Силы гидродинамического трения становятся преобладающими в общем балансе сил, вызывающих возникновение дополнительного давления. Всякие колебания, носящие инерционный характер, полностью гасятся силами гидродинамического трения и поэтому не отражаются на форме барограмм.

Интересен факт исчезновения экстремального давления во втором полуцикле - ходе штанг вверх. Давление за весь этот период остается ниже статического, несмотря на существование значительных гидравлических сопротивлений в трубах. Причина такого явления заключается в том, что штанги, перемещаясь вверх, увлекают за собой жидкость, создавая тем самым некоторое "разрежение" статического давления. В установках с большими диаметрами насоса это явление отсутствует.

Обработку динамограмм вели по максимальным и минимальным значениям нагрузки на балансир станка-качалки. Ввиду существенной зависимости нагрузок от высоты динамического уровня жидкости в затрубном пространстве вначале исследовали влияние давления на приеме насоса на показатели работы установки (рис. 47). Опытные данные по влиянию динамического уровня аппроксимированы линейной зависимостью. В среднем нагрузка при ходе штанг вверх в наклонной скважине превышает ту же нагрузку в вертикальной на 4 кН. При ходе штанг вниз нагрузка в вертикальной скважине на 2 кН превышает нагрузку в наклонной скважине. Рост амплитудных напряжений в металле штанг в искривленной скважине вызван трением штанговых муфт о стенки труб. Относительная погрешность замеров усилий динамографом в эксперименте составляла ± 15%.

Рис. 48. Зависимость максимальной (а) и минимальной (б) нагрузок на головку балансира от обводненности нефти:

1 - п = 9 мин^-1 (скв. 53); 2, 3, 4 - п = 9; 6; 5 мин^-1 соответственно (скв. 116);

Обводненность нефти, так же как и кривизна ствола скважины, увеличивает максимальную и снижает минимальную нагрузку на балансир.

На рис. 48 представлен фактический материал по изменению экстремальных нагрузок в зависимости от обводненности нефти в вертикальной скважине на различных скоростях откачки жидкости. Для наклонной скважины при построении подобной зависимости соблюдается полная аналогия с той лишь разницей, что к силам вязкого трения добавляются силы полусухого трения (см. рис. 48, а).

Образование эмульсий в скважинах оказывает неблагоприятное влияние и на производительность насоса, значительно снижая коэффициент подачи и коэффициент полезного действия установки (рис. 49). По аналогии с предыдущим наибольшее снижение коэффициента подачи наблюдается в области высоких значений вязкости эмульсий на всех исследованных режимах работы насоса. Причину снижения подачи установки следует связывать с потерей хода плунжера за счет больших деформаций штанг и труб, а также гидравлических потерь в клапанах насоса.

Дальнейшее увеличение водосодержания смеси в трубах привело к росту коэффициента подачи. Однако подача насосом безводной нефти остается несколько выше подачи воды. Это превышение можно объяснить меньшей плотностью и лучшими смазывающими свойствами нефти.

Правые восходящие ветви всех описанных кривых изображены пунктиром вследствие того, что в интервале обводненности

Рис. 49. Зависимость коэффициента подачи (а) и коэффициента полезного действия штанговой установки (б) от обводненности нефти В:

1 - п = 5 мин^-1; 2 – п= 6*мин^-1, 3 - п = 9 мин^-1

75 - 100 % происходит резкое снижение вязкости нефтяных эмульсий. Поэтому вид кривой в этом интервале может носить несколько иной характер.

На основании приведенного материала можно дать некоторые рекомендации по эксплуатации обводненных и наклонных скважин.

Устранение и уменьшение сил трения штанговых муфт о трубы позволит улучшить условия эксплуатации всей насосной установки и соответственно увеличить межремонтный период работы скважины. Опытным путем установлено, что рациональнее всего устройства подобного типа устанавливать через каждые 100 - 300 м глубины скважины. Полное или частичное устранение пульсационной характеристики работы ШГН способствует значительному повышению коэффициента подачи насоса и снижению нагрузок в колонне штанг, что в конечном счете приводит к увеличению межремонтного периода работы в целом. Испытание этих устройств на ряде скважин позволило на 20% увеличить их коэффициент подачи.

Таким образом, неблагоприятные условия работы глубинных насосов наблюдаются при откачке высоковязкой эмульсии, в особенности с большими скоростями.

Сила трения штанговой колонны о трубы в наклонной скважине при откачке пластовой воды составила 10% от максимальной нагрузки на головку балансира.

В наклонной скважине благодаря полусухому трению при

Дата добавления: 2020-10-25; просмотров: 319;