Эксплуатация наклонных и искривленных скважин

Практически все нефтяные скважины Западной Сибири и многие скважины в других регионах являются наклонно-направленными или искривленными. Практика эксплуатации ШСНУ показала, что значительное искривление скважины приводит к резкому снижению наработки до отказа насосной установки, в первую очередь - колонны насосных штанг и ко­лонны НКТ. Постоянный контакт между муфтами насосных штанг и внутренней поверхностью НКТ приводит к быстрому износу муфт и к возможности выхода нирреля штанги из муф­ты, т.е. к обрыву штанг. Одновременно с этим муфты штанг, действуя как резцы, прорезают металл НКТ. Из-за этого в теле НКТ возникают повреждения, иногда сквозные. Такие повреждения уменьшают площадь сечения тела НКТ, что в свою очередь, может привести в конечном итоге даже к обрыву колонны НКТ и падению оборудования на забой скважины. Кроме того, сквозные повреждения в колонне НКТ приводят к утечкам через них добываемой жидкости.

Для защиты колонн НКТ и насосных штанг от взаимного износа в наклонно-направленных скважинах необходимо при­менять центраторы или протекторы.

Центраторы могут выполняться с поверхностями трения ка­чения и скольжения. Центраторы скольжения проще в изготов­лении, дешевле, долговечнее в работе. Новейшие конструкции центраторов изготавливаются комбинированными из стального корпуса и полимерной рабочей оболочки или полимерных роликов. Винтовые центраторы скольжения по сравнению с цилиндрическими имеют меньшее гидравлическое сопротивле­ние. Конкретный тип центратора подбирается в зависимости от показателей интенсивности искривления скважины, расчетных нагрузок на штанги, вязкости и других свойств добываемой жидкости. При небольших величинах зенитного угла доста­точно применять центраторы скольжения. При значительных величинах зенитного угла на интенсивно искривленных участ­ках необходимо применять роликовые центраторы качения, на остальных участках — центраторы скольжения.

В интенсивно искривленных аварийных скважинах необ­ходимо комбинированное применение центраторов и других

Рис. 5.32. Конструкция центраторов:

а – центратор - муфта с роликами; б - центратор-муфта скольжения; в - центратор-скребок промежуточный

предохранительных устройств. Центраторы роликовые уста­навливаются в интервале набора кривизны или корректиров­ки траектории скважины, а в других искривленных участках - центраторы скольжения. Пример исполнения центраторов представлен на рис. 5.32.

Некоторые центраторы выполняют также роль скребков по очистке НКТ от парафина и других отложений. Они должны быть устойчивы к износу, ударам, изменениям температуры; химическим воздействиям нефти и пластовой воды; обладать низкой абразивностью к металлу, создавать минимальные гидравлические сопротивления, иметь оптимальную стои­мость.

При выборе типа конструкций центраторов необходимо учитывать их гидравлические характеристики. Все при­меняемые центраторы скольжения создают при возвратно-поступательном движении в НКТ значительные сопро­тивления. С возрастанием числа качаний их величина растет и может снизить продуктивность работы насоса, увеличить энергозатраты на добычу, снизить МРП скважины. Необ­ходимо обеспечить оптимальное сочетание гидравлических характеристик центраторов с их устойчивостью к износу.

Наилучшим образом этому требованию отвечают центра­торы турбинного типа. Все типы центраторов должны иметь закругленные углы, зауженные концы, увеличенное отношение длины к диаметру. Такие характеристики позволяют уменьшить сопротивление потоку нефти за счет минимизации турбулент­ности и кавитации потока. Соответственно наилучшими явля­ются центраторы, позволяющие использовать их минимальное общее число и вес в расчете на одну скважину.

Другим нормативным условием выбора центраторов яв­ляется суммарная стоимость в расчете на одну скважину при прочих равных условиях. Габариты центратора не должны препятствовать проведению спускоподъемных операций в скважине, ловильных и других работ.