Эксплуатация наклонно направленных насосных скважин by Уразаков. Насосных
 Скачать 1.96 Mb.
|
|
Глава 6 СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ ЭКСПЛУАТАЦИИ НАКЛОННО НАПРАВЛЕННЫХ СКВАЖИН Повышение эффективности эксплуатации наклонно направленных скважин может осуществляться по двум основным направлениям: 1) оптимизация профиля ствола скважин в процессе бурения; 2) создание и освоение специальной техники и технологии для эксплуатации наклонно направленных скважин. 6.1. ОПТИМАЛЬНЫЙ ПРОФИЛЬ СТВОЛА НАКЛОННО НАПРАВЛЕННОЙ СКВАЖИНЫ К числу первых исследований по оптимизации профиля ствола наклонно направленной скважины можно отнести работу В.Ф. Троицкого, в которой определялась суммарная прижимающая сила штанг к трубам на основе выведенной формулы. Однако предложенные типовые профили не нашли применения из-за сложности их проводки. Ю.А. Песляком предложен профиль ствола наклонной скважины, в котором силы трения между штанговой колонной и внутренней стенкой насосных труб сведены к минимуму. Однако проводка скважины по всей длине ствола с монотонно возрастающей кривизной связана с неоправданно большими затратами в процессе бурения. Для механизированной эксплуатации идеальный профиль ствола ННС имеет вертикальный участок в зоне расположения глубиннонасосного оборудования, затем участок набора кривизны и участок естественного уменьшения наклона без ограничений пространственных параметров. Однако такой профиль также неприемлем для бурения, так как ориентация ствола наклонной скважины в процессе бурения на большой глубине затруднительна. Для условий Западной Сибири предложены оптимальные профили кустовых наклонно направленных скважин, обеспечивающие надежную работу оборудования при механизированном способе добычи нефти, которые предусматривают ограничение зенитного угла до 20 в интервале работы насосного оборудования и малоинтенсивный набор его ниже этого интервала. На основе теоретических и экспериментальных исследований в БашНИПИнефти разработана методика построения трехинтер-вального оптимального профиля ствола добывающей скважины и изложены в РД 39-0147276-246-88Р "Технологические требования для проектирования оптимального профиля и определение количества насосных наклонно направленных скважин на кусте нефтяного месторождения". В этом документе приведены допустимые значения углов отклонения оси скважины от вертикали, обеспечивающие надежную работу клапанов штангового насоса. В документе также приведены таблицы для оценки возможности спуска и надежной работы УЭНЦ на основе методики, разработанной в СибНИИНП В.А. Афанасьевым и А.В. Елизаровым. Суть методики заключается в обеспечении изгиба корпуса и вала насоса в пределах уяругой деформации во время спуско-подъемных операций и свободной вписываемости в рабочей зоне. Из условия допустимого изгиба вала и корпуса насосного агрегата максимальное приращение угла искривления ствола скважины определяют по формуле  (121)где αн - приращение угла наклона ствола скважины на 10 м длины, град; [σн] - допустимое напряжение от изгиба при статистических нагрузках, Н/см2; Е - модуль упругости, Н/см2; dн - наружный диаметр корпуса или вала, см. Условие свободной вписываемости установки  (122)где δ - зазор между корпусом установки и внутренней стенкой обсадных труб, см; Lx- длина установки, см. В этой же методике СибНИИНП приведена зависимость на случай, когда в стволе скважины не существует интервал для свободной вписываемости установки. В этом случае допустимое приращение угла наклона определяется допустимой стрелой прогиба вала насоса, значение его рассчитывают по формуле  (123)где К - допустимая стрела прогиба вала, равная 0,002-0,0003 длины вала насоса. 6.2. ПЕРСПЕКТИВНАЯ ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ДЛЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ НАКЛОННО НАПРАВЛЕННЫХ СКВАЖИН Продольный изгиб цилиндра штангового насоса и его предупреждение в наклонно направленной скважине Стволы как условно-вертикальных, так и наклонно направленных скважин на каждом участке своей длины имеют различные по значению и направлению искривления. Штанговый насос, подвешенный на искривленном или наклонном участке ствола скважины не строго вертикально, также изгибается под влиянием искривления участка, искривленных насосно-компрессорных труб и собственного веса. Схемы искривления насосов в скважинах приведены на рис. 52. В результате искривлений насоса возникают дополнительные усилия на преодоление трения при возвратно-поступательном движении плунжера, увеличивается износ плунжера и цилиндра насоса. Выше было показано, что силы трения в плунжерной паре штангового насоса при изгибе его оси интенсивностью 20 на 10 м возрастают в 2-3 раза. Опыт эксплуатации наклонно направленных и искривленных  Рис. 52. Схемы искривления насосов в наклонно направленных скважинах: 1 - обсадная колонна; 2 - насос; 3 - муфта НКТ; 4 - насосные трубы; 5 -центратор для цилиндра насоса; I - на участке снижения зенитного угла; II - на прямолинейном наклонном участке; III - на участке набора зенитного угла скважин установками СШН показывает, что применение насосов нулевой и первой групп посадок с зазорами в парах до 70 мкм приводит к резкому снижению долговечности работы глубинно-насосного оборудования вследствие увеличения числа обрывов штанг и заклинивания плунжеров в цилиндрах [б]. Стремление уменьшить зазор в плунжерной паре диктуется главным образом повышением подачи насосов за счет сокращения утечек через зазор, однако в условиях работы их в искривленных скважинах следует принимать в расчет и экономические соображения по ликвидации последствий отказов. С этой целью основной фонд кустовых скважин, оборудованных установками СШН, эксплуатируется насосами, изготовленными по второй и выше группам посадок. При этом уменьшается вероятность заклинивания насосов и обрывов штанг, хотя и подача насосов несколько уменьшается. Кроме того, в подавляющем большинстве случаев в продукции скважин имеются механические примеси: песок, глина, окалина, частицы сульфида железа, в клапанах насосов встречаются крупная галька, кусочки горной породы и т.д. Некоторые из перечисленных включений могут вымываться из пласта, другие могут быть внесены в ствол скважины с поверхности при проведении технологических операций по спуску труб и штанг [22]. В прямолинейно расположенном насосе мелкие абразивные или другие частицы могут попадать в зазор между плунжером и цилиндром, усиливать трение и износ этой пары сопряженных деталей. В изогнутом насосе, когда между плунжером и цилиндром образуется односторонняя месяцеподобная щель увеличенной ширины. Попадание абразивных и других частиц в нее будет происходить интенсивней, а их действие, несомненно, вызывает большее трение при перемещении изогнутого плунжера и износ деталей. На рис. 53 приведено распределение числа насосов, количества заклиниваний плунжера и обрывов штанг по группе скважин НГДУ Южарланнефть в зависимости от кривизны участков стволов скважин в месте подвески насосов и месте обрывов штанг. Из графика видно, что с увеличением кривизны стволов скважин отказы оборудования резко возрастают. Штанговый насос свинчивают с насосно-компрессорными трубами и спускают в обсадную колонну труб ствола скважины на определенную по технологическим параметрам глубину. Насос вместе с НКТ представляет сплошное длинное и гибкое тело. В искривленный ствол скважины такое тело может быть помещено только с изгибами. Так как насос и НКТ имеют меньшие диаметры по сравнению с внутренним диаметром обсадных труб скважины и обладают свободой поперечного перемещения, изгибы НКТ отличаются от изгибов ствола скважины. Практические виды изгиба непосредственно тела насоса в свете вышеописанного могут быть разнообразными. Чтобы оценить гибкость тела насоса и сравнить его с возможной кривизной ствола скважины, из многообразия случаев выберем наиболее простой, когда верхний конец насоса закреплен с наклоном консольно, а прогиб нижнего конца насоса под действием собственного веса не ограничивается стенками обсадных труб. В таком случае прогибы нижнего конца насоса вычисляют по следующей формуле:  (124)где α угол отклонения ствола скважины от вертикали на глубине подвески насоса; qн - вес единицы длины насоса; lн -длина насоса; Е - модуль упругости стали; I - момент инерции поперечного сечения корпуса насоса. Вес единицы длины насоса и момент инерции определяют по формулам  (125) Рис. 53. Зависимость числа подземных ремонтов от минимального радиуса искривления ствола скважины (а) и от радиуса искривления ствола скважины в месте подвески насоса (б): 1 - отказы насосов; 2 - заклинивание плунжеров; 3 - обрывы штанг  (126)где Dн и dн - соответственно наружный и внутренний диаметр корпуса насоса; ρ - плотность стали; g - ускорение силы тяжести. Сравнение прогибов насосов и прогибов участков стволов скважин показывает, что у длинных насосов прогибы ограничиваются стенками обсадных труб. Изгиб тела насоса можно уменьшить. Для этого необходимо спустить его и установить на менее искривленном, более вертикальном участке ствола скважины в пределах допустимой глубины подвески. Вместе с тем для выпрямления тела насоса можно рекомендовать дополни- тельный специальный центратор. Когда изгиб участка ствола скважины обращен выпуклостью вверх, центратор устанавливают у нижнего конца насоса. Этим самым уменьшается прогиб свисающего конца насоса. Когда изгиб участка ствола скважины направлен выпусклостью вниз, центратор располагают вверху насоса у муфты-переводника. В этом случае верхняя часть насоса приподнимается и уменьшается его прогиб. Диаметры центраторов в обоих случаях рассчитывают по формуле  (127)где R - радиус кривизны участка ствола скважины в месте подвески насоса; l - расстояние от центратора до противоположного конца насоса; Dм - наибольший диаметр муфты переводника на верхнем конце насоса (принимается, когда искривление участка направлено выпуклостью вверх); Dн - диаметр муфты на нижнем конце насоса, при ее отсутствии - наружный диаметр тела насоса (принимается, когда искривление участка выпуклостью вниз). Выбор расстояния от центратора до противоположного конца насоса в обоих случаях требует разъяснений. В случае выпуклости вверх центратор следует ставить на расстоянии не менее 0,3 - 0,5 м от нижнего конца насоса ввиду того, что плунжер не перемещается в этом пространстве цилиндра. При выпуклости вниз центратор следует ставить вверху насоса; в непосредственной близости от муфты-переводника, чтобы вес труб не передавался на верхнюю часть насоса и не изгибал его. При большой длине пролета между двумя опорами - муфтой-переводником и установленным центратором - максимальный прогиб на середине этого пролета может быть значительным. Оценку прогибов производят по формуле  (128)Результаты расчетов представлены в табл. 15. Как видно из табл. 15, прогибы незначительны (до 4 мм). Пересчитаем эти прогибы на кривизну насоса по формуле  (129)В результате пересчета получаем, что радиус кривизны тела насоса не менее 0,70 на 10 м длины. Такие значения искривлений насоса незначительно добавляют трение в плунжерной паре. Поэтому дополнительный центратор на середине насоса не рекомендуется при углах наклона в месте установки насоса до 300 и при длине ее не менее 4,5 м. Таблица 15 Максимальные значения прогибов отклоненных от вертикали насосов, опирающихся на две концевые точки пролетов, мм
| |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||