Давление под плунжером ДН в начале хода вверх

(136)

Давление в конце хода вверх

(137)

Необходимо отметить, что коэффициент сжимаемости жидкости значительно меньше, чем газожидкостной смеси, поэтому су­щественно снизить давление под ДН ниже р_н невозможно. Сле­довательно, если в результате расчета по формуле имеем р₂ = р_н, то для упрощения дальнейших расчетов принимаем р₂ = р_н .

Формула для определения значения разгрузки штанг ни­же ДН

(138)

Значение разгрузки штанг и головки балансира выше ДН оп­ределяется выталкивающей силой, действующей на плунжер ДН:

(139)

Формула пригодна также для расчета значения разгрузки штанг выше ДН и головки балансира станка-качалки, если в плунжере ДН не установлен обратный клапан. В этом случае р₁ = р₂.

(140)

3. Максимальная нагрузка на головку балансира станка-качалки определяется по упрощенной формуле Вирновского

(141)

где Р'_ж - вес столба жидкости, Н,

Р'_ш - вес колонны штанг в жидкости, Н,

(142)

Р_ш - вес колонны штанг в воздухе, Н,

(143)

d_ш - диаметр штанг, м;

f_ш - площадь сечения тела штанг, м²; для ступенчатой колонны вместо f_ш подставляем:

(144)

Кроме того, в формулу для ступенчатой колонны штанг необ­ходимо вместо d_ш подставить d_ш.ср:

(145)

Формулу можно использовать для расчета максимальной на­грузки на голову балансира станка-качалки при использовании как данной технологии, так и ранее существовавшей. Если диф­ференциальный плунжер не применен, то в формулах необходимо принимать l₂ = 0, в формуле ∆F_ш.в. = 0.

Пример расчета.

h = 1500 м; d₃ = 0,032 м; d₂ = 0,056 м; d₁ = 0,035 м; ε_19н = 1; γ₁₉ = 23,3 Н; γ_18ж = 20,1 Н; γ_п = 40 Н; Е = 2,1*10¹¹ Па; f₁₉ = 2,8*10^-4; f_п = 4,2*10^-4 м²; D = 6,2*10^-3 м²; f_тр = 1,2*10^-3 м²; S₀ = 3 м; n = 0,08 с^-1; p_в = 5*10⁵ Па; p_з = 10⁶ Па; ρ_ж = 900 кг/м³; β_ж = 15*10^-10 Па; р_н = 6*10⁶ Па; h_н2 = 800 м; К = 1,2.

1. Определяем интервал возможной установки дифферен­циального плунжера с верхней ступенью из полых штанг:

Находим значение силы, способствующей движению колонны штанг вниз Р_с = 20,1*2500 = 30150 Н.

Определяем силу, препятствующую этому движению при l = 0: Р_п = 1,2(5*10⁵ - 10⁵), (0,056² - 0,035²) + 25000(0,056 + 0,032) = 3557 Н.

Имеем Р_п < Р_с, следовательно, интервал возможной ус­тановки ДН (см. рис. 59, г) ]0,1500[.

Основная задача - разгрузить штанги в искривленном участке, поэтому принимаем l₂= h_н2 = 800 м.

ДН находится ниже искривленного участка, поэтому выби­раем схему компоновки без клапана в плунжере.

2. Значение разгрузки полых штанг в искривленном участ­ке и головки балансира станка-качалки определяем с учетом следующего: ∆F_шв = 0,785 (0,056² - 0,035²) (900*9,8*800 + 5*10⁵ - 10⁵) = 11185 Н.

3. Расчет максимальной нагрузки на головку балансира станка-качалки производим по изложенной выше методике и использованием зависимостей:

Результат свидетельствует о том, что при одинаковых конструкциях колонн штанг применение ДН дает снижение мак­симальной нагрузки на головку балансира станка-качалки на 21,4%.

Максимальную нагрузку на колонну штанг в искривленном участке определяем так же, считая, что дифференциальный плунжер совершает такие же гармонические колебания, что и головка балансира станка-качалки. В этом случае учитываем вес всего столба жидкости, колонны штанг ниже ДН и инерци­онные нагрузки:

Без ДН нагрузка на штанги в искривленном участке была бы равна 27,9 кН, т.е. на 67% больше.

Особенности механического износа насосных штанг и труб

В настоящее время подавляющее большинство скважин в объединении "Башнефть" работает без ремонта в течение года и более. Однако имеется незначительное число скважин, которые дают большое количество отказов. Это в основном скважины, работающие в осложненных условиях, т.е. имеющие наклонно направленный профиль ствола с резким перегибом, высокое обводнение продукции и т.д. Эти осложнения приводят к интенсивному износу штанг и труб.

В целях выявления основных закономерностей влияния тех­нико-экономических и физико-химических параметров продукции скважины на износ подземного оборудования была собрана ин­формация о работе штанговых насосных установок и проведен статистический анализ (табл. 17).

Углубленный анализ проводился по данным НГДУ Ватьеганнефть, Аксаковнефть и Туймазанефть за 1986 г. по 25 сква­жинам. В качестве основного критерия, характеризующего эксплуатацию скважин, была выбрана продолжительность без­отказной работы скважины. На основе визуальной оценки соот­ношения кривизны и местоположения участков, подверженных износу, были выделены две группы скважин. Первая группа включала 10 скважин с зоной износа в области максимального искривления ствола (рис. 60, а), вторая - 5 скважин с зонами износа на участках незначительного искривления, располо­женных на большой глубине (рис. 60, б). Как правило, сква­жины второй группы характеризуются небольшим углом откло­нения ствола скважины от вертикали и большим диаметром на­соса. Износ в скважинах этой группы происходит из-за про­дольного изгиба нижней части колонны. Скважины первой группы характеризуются следующими параметрами:

радиус кривизны скважины R = 50 - 370 м или интенсивность набора кривизны = 1,5 -11,5 град/10 м;

Таблица 17

Отказыподземного оборудования вследствие износа в глубиннонасосных скважинах

Примечание: по НГДУ Аксаковнефть время безотказной работы рассчитано со дня пуска скважины, поэтому при определении среднего МРП не учитывается.

скорость откачки = 0,5 - 0,9 м/с;

число Зоммерфельда = 5*(10^-5 * 10^-4);

обводненность продукции В = 10 - 100%.

Таким образом, анализ фактических данных позволил выявить интервалы изменения физико-химических и технико-технологиче­ских параметров скважин, имеющих участки, подверженные ин­тенсивному износу штанг, муфт и труб.

Понизить нагрузки на колонну и износ штанг и труб во многих случаях можно, если уменьшить прижимающую нагрузку, установив дополнительные муфты в штанговой колонне, рабо­тающей на сильноискривленных участках ствола скважины.

На промыслах НГДУ Аксаковнефть проведены промышленные испытания различных типов защитных устройств. Представлен­ные устройства по принципу работы можно разделить на три группы: 1) устройства, позволяющие снизить износ и коэффи­циент трения скольжения применением неметаллических мате­риалов; 2) устройства, позволяющие снизить износ и коэффи­циент трения путем замены трения скольжения на трение ка­чания; 3) устройства, позволяющие снизить износ и трение уменьшением (распределением на нескольких несущих) прижи­мающей силы.

Для проведения испытаний выбирали скважины, подверженные частым обрывам штанг. Центраторы устанавливали на местах, имеющих интенсивное искривление ствола скважины. Обводнен­ность продукции скважин находилась в интервале 0 - 99%. Ис­ходные данные и защитные устройства представлены в табл. 18. Анализ результатов испытаний (табл. 19) позволяет заключить следующее. Установки всех типов центраторов уменьшает износ

Рис. 60. Геометрические и технологические параметры:

а - скв. 314 Сатаевского месторождения; б - скв. 2603 Туймазинского мес­торождения

насосных труб и штанг и в конечном счете увеличивает меж­ремонтный период работы скважин. Полиэтиленовые центраторы работают 1-3 мес. и деформируясь, плавятся, а при подземном ремонте через 2-3 мес. они не обнаруживаются. Надежность работы самих центраторов, снабженных шариками, оказалась невысокой. Роликовые центраторы дали положительный резуль­тат, однако относительная сложность позволяет их рекомен­довать к применению только в скважинах, имеющих чрезмерное искривление ствола. Наиболее надежными и практичными

Таблица 18 Исходные данные испытаний скважин с защитными устройствами

Примечание: Б/в - безводная продукция.

Таблица 19 Результаты испытаний скважин защитными устройствами

зарекомандовали себя центраторы третьего класса, т.е. укоро­ченные штанги и центраторы, устанавливаемые на теле штанг (см. табл. 18, 19).

На некоторых нефтяных месторождениях США тоже существу­ет проблема, связанная с заменой труб из-за течи и износа колонны штанг. В работе [30] описаны результаты анализа и методы уменьшения этих неполадок. Исследовано 90 скважин на различных месторождениях для определения причин чрезмерного износа подземного оборудования. Во многих скважинах течь в трубах появлялась через 6 мес. Обнаружено, что в одной скважине из всей группы износ подземного оборудования мог происходить только из-за искривления ствола скважины. У этой скважины среднее отклонение от вертикали составляло 25⁰ , и она эксплуатировалась без течи труб в течение трех лет. Выявлено, что другие факторы, особенно коррозия, оказывают также большое влияние на износ труб. Даже небольшая коррозия в сочетании с износом может привести к сокращению срока службы оборудования до 2-х мес.

При отсутствии коррозии в наклонных скважинах происходит механический износ штанг и труб. В результате механического износа выходят из строя в первую очередь муфты штанг. Это

связано с тем, что износ НКТ происходит по всей длине хода, износ штанговой муфты - только на длине 10-12 см.

Эффективным методом уменьшения механического износа яв­ляется применение штанговых направляющих из более мягкого металла для предупреждения контакта штанговых муфт со стенкой трубы. Штанговращатели также могут продлить срок эксплуатации штанговых направляющих и соединительных муфт за счет более равномерного износа муфты и направляющей,

Масляная пленка между муфтой и стенкой НКТ дает хороший смазывающий эффект, что уменьшает износ НКТ В скважинах с высокой обводненностью продукции для уменьшения износа можно использовать ингибитор коррозии.

Муфты с напиленным на поверхность твердым металлом также могут снизить механический износ, но факты, представленные в работе [30], свидетельствуют, что такие муфты увеличивают износ труб.

Коррозия в сочетании с износом оказывается более де­структивной, чем коррозия и износ отдельно взятые, так как трение штанговых муфт об НКТ удаляет продукты коррозии, что ингибировало бы реакцию коррозии.

При осмотре образца обычно трудно отличить износ в ре­зультате коррозии от механического износа.

Для того чтобы отличить износ в результате коррозии от механического износа исследуют твердую фазу, содержащуюся в добываемой продукции. Флюиды из скважины, подверженной кор­розии, содержат сульфид железа, карбонат железа или оксид железа; флюиды из скважин с механическим износом содержат частицы стали.

Анализ частоты поломок штанг и труб, проведенный на месторождении Сев. Джамесон, позволил сдалать вывод о том, что коррозионный износ происходит в скважинах с обводненностью более 60%. То, что в одной скважине произошло истирание внутренней поверхности НКТ протектором для штан­ги из мягкого нейлона, также подтверждает предположение о существовании коррозионного износа. В некоррозионноактивной среде такая штанга не могла бы привести к износу трубы. В процессе анализа также определяли, может ли общая подача насоса быть фактором износа НКТ. Дебит исследуемых скважин колебался от 11 до 30 м³/сут жидкости. Однако большое ко­личество повреждений в скважинах с высокой производитель­ностью может быть следствием более высокой обводненности продукции этих скважин.

Начиная с конца 1983 г. на месторождении производили хи­мическую обработку всех скважин с обводненностью выше 50%. Для этого еженедельно закачивали 0,004 - 0,008 м³ ингибитора коррозии в скважины с дебитом 32 м³/сут и постоянно зака­чивали 30 ррт в скважины с дебитом более 32 м³/сут. За счет химической обработки к концу 1984 г. число повреждений НКТ уменьшилось с 0,35 до 0,07 скв/год, производительность

увеличилась на 9,5 м³/сут, так как пять ранее ликвидированных скважин были возвращены в эксплуатацию.

Для сравнительного испытания влияния муфты с металли­ческим напылением на износ НКТ выбраны две скважины, где в НКТ часто возникали утечки. Обе скважины были оборудованы новыми колоннами НКТ и новыми колоннами насосных штанг с обычными муфтами с металлическим напылением. При первом повреждении у НКТ в каждой скважине измеряли внутренний диаметр и определяли износ.

Хотя глубина и дебит двух скважин очень близки, откло­нение от вертикали и эффективность антикоррозионной обра­ботки в двух скважинах сильно отличались. Отклонение ствола первой скважины в среднем 25⁰ , максимальное отклонение от вертикали 34°; вторая скважина пробурена с максимальным отклонением 4°. Хотя обе скважины обрабатывали ингибитором, во второй скважине обработка оказалась неэффективной, о чем свидетельствует точечная коррозия на штангах и НКТ. Инте­ресно отметить, что в наклонной первой скважине износ через 330 дней был на порядок меньше, чем в вертикальной второй скважине через 45 дней. Максимальное проникновение коррозии в НКТ в первой скважине составило 30%, значит, расчетный срок службы без повреждений составит 3 года (1100 дней). Во второй скважине истирание началось через 45 дней.

Сравнение также показало, что муфты с металлическим на­пылением изнашивают НКТ в 3 раза быстрее, чем обычные муфты в первой скважине. Во второй скважине износ равномерный, так как здесь он происходит только в результате коррозии.

В качестве следующего зримера выбраны две скважины глу­биной 2280 м. В обеих скважинах проведен гидравлический разрыв и спущен насос; суточный дебит около 4,8 м³ нефти; 0,5 м³ воды и 4200 м³ газа. Примерно через 30 дней после того, как скважины были переведены на насосную эксплуатацию, плунжеры в обеих скважинах в насосе были прихвачены песком. После подъема из скважины отметили, что муфты штанг сильно изношены на глубине 380-580 м в одной скважине и 760-915 м -в другой. Многие муфты в износоопасной зоне были полностью стерты до внутренней резьбы. Обе скважины имели отклонение от вертикали примерно 1 в зоне износа.

Динамометрические исследования показали, что в обеих скважинах возникали осложнения в связи с выделением газа. В результате прохождения по насосу свободного газа, поднимался напор в НКТ, а верхние 610-915 м трубы оставались сухими. Усиленный износ муфт штанги возникал, вероятно, тогда, когда верхняя часть НКТ оставалась без смазки. Верхние 450 м штанги не подвергались такому износу, .так как искривление ствола в этой области составляло 0,5 ,

Самым важным наблюдением является то, что муфты штанги сильно изнашивались при незначительном износе самой трубы.

Это подтверждает предположение, что механическому износу муфты штанг подвержены больше НКТ.

В обеих скважинах устанавливали два протектора для каж­дой штанги в зоне износа. Осмотр штанг через год эксплуа­тации показал, что протекторы находятся в хорошем состоянии и муфты штанг почти не изношены.

На месторождении Гарсиа ведут добычу из интервала 915-1520 м. Большинство добывающих скважин имеет высокий дебит (240-480 м³/сут), низкое содержание нефти в продукции (5%) и эксплуатируется электрическими погружными насосами; лишь на некоторых из скважин с низким дебитом используются штан­говые насосы.

В начале 1985 г. на этом месторождении в четырех сква­жинах штанговые насосы выходили из строя в результате утечек в среднем каждые 9 мес. Установка протекторов для насосных штанг оказалась неэффективной. С помощью описанного выше метода установлено, что число утечек в НКТ возрастает с увеличением обводненности продукции. Ингибиторы коррозии начали закачивать с середины 1985 г. К этому времени две из четырех скважин временно ликвидировали из-за снижения цен на нефть, а две другие продолжают работать без аварий.

Проведенные исследования позволили сделать следующие выводы:

муфты с металлическим напылением ускоряют износ НКТ, но этот эффект невелик по сравнению с ущербом от коррозии;

анализ зависимости скорости износа НКТ от обводненности продукции является эффективным способом выявления износа труб в насосных скважинах в результате коррозии;

ингибиторы коррозии в значительной степени снижают ско­рость износа труб в насосных скважинах с высокой обводненностью продукции.

Хорошие результаты показало применение непрерывной без­муфтовой колонны штанг Corod в искривленных скважинах фирмы Ашосо. После внедрения непрерывных штанг в 13 высокоава­рийных скважин колонны НКТ не поднимали в течение 2,5 лет, а в других подъем колонны НКТ проводили вследствие выхода из строя глубинного насоса. Таким образом, 18 из 20 высоко­аварийных скважин перестали быть часто ремонтируемыми [31].

Помимо перечисленных достоинств применение системы фирмы Corod Manufacturing позволяет снизить мощность электродви­гателей станков-качалок. Например, потребляемая мощность с непрерывной колонной штанг составляет 9,5 кВт*ч, а при ис­пользовании обычной колонны - до 24,5 кВт*ч. Это обусловлено отсутствием гидравлических потерь на трение потока о штан­говые муфты.

Большой интерес представляет опыт эксплуатации в США наклонных скважин бесштанговыми насосами и газлифтом (А.С. Казак. Опыт эксплуатации наклонных скважин

бесштанговыми насосами и газлифтом в США. - РНТС ВНИИОЭНГ "Нефте­промысловое дело", 1973, № 6).

В начале 50-х годов в США для эксплуатации наклонных скважин наиболее широко стали применять гидропоршневые насосы вместо штанговых. Впервые гидропоршневые насосные установки с закрытой циркуляцией рабочей жидкости, центра­лизованным приводом для нескольких десятков скважин (с уг­лом наклона до 67) были смонтированы на дамбе порта Лонг-Бич при разработке месторождения Уилмингтон. В бухте Сан-Педро с намывных островов пробурена большая группа наклонных скважин (более 800). Подавляющее большинство из них вскры­вает продуктивную зону, расположенную на глубине 1070 м, и обсажено 219-миллиметровыми трубами. Угол наклона ствола достигает 75°.

В 70-е годы осуществлен проект разработки сложного мес­торождения Ист-Биверн-Хиллс с небольшой (0,6 га) городской площадки Паккард в западной части г. Лос-Анджелес. Откло­нение забоев от вертикали составляет 1500-2400 м, а набор кривизны начинается на глубине от нескольких десятков до 240 м. Изменение наклона в отдельных участках достигает 35° на 100 м. Для разбуривания и эксплуатации месторождения построено специальное здание высотой 41 м. В здании смон­тированы две вышки, перемещающиеся по рельсам, уложенным на стенках двух заглубленных (на 3,65 м) бетонных камер раз­мером 6,7x36,6 м. В каждой камере размещено по 32 скважины в два ряда. Расстояние между скважинами 1,8 м, между рядами - 2,4 м. Гидропоршневыми установками с закрытой циркуляцией рабочей жидкости (воды с присадками) успешно эксплуатируются скважины с небольшим газовым фактором. Высокопроизводи­тельными гидропоршневыми агрегатами диаметром 89 мм в зали­ве Кука на Аляске эксплуатируются несколько десятков глу­боких наклонных скважин с дебитами 300 - 400 м³/сут, пробу­ренных с морских платформ, диаметром 245 мм и глубиной до 3900 м с углом отклонения от вертикали до 60°. В некоторые скважины спущены насосные агрегаты с расчетной подачей около 1000 м³/сут.

Газлифтная эксплуатация наклонных скважин стала широко применяться после совершенствования техники и технологии этого способа. Наиболее часто газлифт используют для экс­плуатации "песочных" скважин с большими газовыми факторами. Газлифт применяют преимущественно в скважинах с газовым фактором более 100 м³/м³.

Глубинные центробежные насосы для эксплуатации наклонных скважин в больших масштабах впервые были применены в 1966 г. на промысле Лонг-Бич. Свойства нефти изменяются здесь в широких пределах: плотность нефти 0,85 - 0,986 г/см³, га­зовый фактор 35 * 355 м³/м³, обводненность нефти 0,5 - 95%. Динамические уровни высокие, поэтому глубинные агрегаты спускают обычно на 900 м.