Эксплуатация наклонно направленных насосных скважин by Уразаков. Насосных

• Название: Насосных
• Дата: 09.02.2021
• Размер: 1.96 Mb.
• Имя файла: Эксплуатация наклонно направленных насосных скважин by Уразаков .doc
• Тип: Документы; #175087
• страница: 3 из 23

дебита потерями в добыче или даже снижение добычи по сравне­нию с вертикальными скважинами при существующей практике эксплуатации штангового насосного оборудования. По утверж­дению других авторов, увеличение продуктивности скважины незначительно при углах отклонения от вертикали до 45 - 50°. Сложившаяся практика эксплуатации, несомненно, влияет на продолжительность МРП скважин. Прежде чем перейти к анализу степени влияния такой практики на МРП ННС, остановимся на определении в первом приближении нагрузок, действующих на головку балансира. Как известно, основным фактором,

определяющим надежность работы насосных штанг, являются максималь­ные нагрузки, возникающие при ходе колонны штанг вверх.

В вертикальной скважине на головку балансира действует сила

(1)

где Р_ж - вес жидкости; Р_шт - вес штанг в жидкости; Р_дин - динамическая нагрузка.

В наклонной скважине головка балансира испытывает на­грузку

(2)

где - Р_шт * cosα - осевая составляющая веса штанг; Р_шт * sinα*f - сила трения штанг о колонну труб.

С увеличением угла наклона скважины, если длины штанговых колонн равны, осевая составляющая веса штанг убывает, а сила трения возрастает.

Для удобства дальнейшего рассмотрения обозначим

(3)

где К_α - угловой коэффициент нагрузки, характеризующий изменение нагрузки от веса штанг в зависимости от угла на­клона.

Таким образом, уравнение нагрузки на головку балансира примет следующий вид:
(4)

Дифференцируя уравнение (3) и приравнивая его нулю, получим

(5)

Из уравнения (5) определим угол наклона скважин, при которых угловой коэффициент нагрузки принимает максимальные значения для каждого конкретного значения f.

При изменении коэффициента трения штанговой колонны о насосные трубы в пределах от 0,16 до 0,25 происходит смеще­ние максимума углового коэффициента нагрузки в интервале углов наклона от 9 до 14° (рис. 4, а, кривые 7,2).

Для анализа обрывности насосных штанг по НГДУ "Арлан - нефть" было выбрано 150 скважин с максимальным углом наклона от 0 до 50°. Скважины были разбиты на группы по углу наклона в соответствии с характером изменения угловых коэффициентов нагрузки и по интервалам обводненности. Скважины, осложнен­ные наличием песка, гипса, парафина и сероводорода, при рас­смотрении не учитывались. Динамические условия, глубина подвески насоса, число качаний и длина хода головки балан­сира для всех скважин были одинаковыми.

В результате анализа получены зависимости количества обрывов штанг на одну скважину в год от максимального угла



Рис. 4. Усилия и обрывность в штангах:

а - изменение составляющих веса штанг и коэффициента нагрузки от угла наклона ствола скважины α; 1 - осевая составляющая веса штанг; 2 - сила трения штанг о трубы; 3 - угловой коэффициент нагрузки; б - зависимость количества обрывов штанг на 1 скв/год от максимального угла наклона ствола скважины; 1 - угловой коэффициент при коэффициенте трения, равном 0,16; 2 - угловой коэффициент при коэффициенте трения, равном 0,25; 3 - обрывность штанг для насосов диаметром 32 - 43 мм; 4 - обрывность штанг для насосов диаметром 56 - 68 мм

наклона скважины для насосов диаметром 32 - 43 мм и 56 - 68 мм с водосодержанием 0 - 25% (рис. 4, б, кривые 3, 4). Полученные кривые по характеру повторяют зависимости углового коэффи­циента нагрузки от угла наклона (рис. 4, б, кривые 1,2).

Таким образом, продолжительность безотказной работы на­сосных штанг увеличивается с возрастанием угла наклона ство­ла, но только для скважин, имеющих одинаковую длину колонны, или, другими словами, если при увеличении угла наклона ство­ла скважины уменьшается фактическая глубина подвески насоса.

Если анализируемые группы скважин приводить к одной глубине по вертикали, то МРП скважин с увеличением угла отклонения ствола скважины от вертикали уменьшается аналогично измене­нию рабочих характеристик штанговых установок в наклонных скважинах (рис. 5).

Обеспечение одинаковой глубины подвески насосов по верти­кали в сочетании с достаточно высокой надежностью их работы позволит увеличить добычу из наклонно направленных скважин. Это может быть достигнуто при условии отказа от сложившейся практики подбора насосного оборудования и выбора режима их работы для наклонно направленных скважин по инструкциям, со­ставленным для вертикальных скважин.

Кроме того, необходимо отметить, что при исследовании




Рис. 5. Рабочие характеристики штанговых установок, работающих в трехинтервальных наклонно направ­ленных скважинах c интенсивностью набора кривизны 1° /10 м (диаметр насоса 43 мм, глубина спуска по вертикали 900 м):

1 - максимальная нагрузка на головку балансира Р_тях; 2 - кру­тящий момент на валу редуктора М; 3 - удлинение подвески насоса ∆l; 4 - приведенное напряжение в теле штанг σ

работоспособности штанговых установок выбор МРП в качестве показателя надежности также может привести к ошибочным вы­водам. Показатель надежности в виде МРП недостаточно харак­теризует работу насосного оборудования, поскольку в зави­симости от скорости откачки этот показатель может изменяться в самых широких пределах, а при нулевом дебите - стремиться к бесконечности. Учитывая это, Б.Б. Круман за показатель надежности принимает число циклов работы насосных штанг.

Однако показатель надежности в виде числа циклов так же, как и МРП, не отражает полный объем работы, совершаемой на­сосной установкой, в нем не учитываются длина пробега штан­говой колонны (длина хода станка - качалки), нагруженность ус­тановки (масса штанг и жидкости). Это значит, что число циклов также не может служить объективным показателем рабо­тоспособности насосной установки.

С учетом этих обстоятельств разработан метод обработки статистической информации, основанный на использовании в ка­честве критерия при исследовании механизма формирования ава­рийных ситуаций работы, совершаемой за межремонтный период (РСН). Предложенный РСН позволяет оценивать технические ре­сурсы узлов насосной установки в зависимости от действи­тельно совершенной работы (в физическом смысле слова ра­бота), определяемой по формуле

W = 17,28 * 10⁴ *S*n*T*P_а,

где W - работа, совершаемая насосной установкой за меж­ремонтный период, Дж; S - длина хода полированного штока, м; п - число ходов головки балансира, 1/мин; Т - межремонтный период, сут; Р_а - амплитуда нагрузок на головку балансира, Н. О степени влияния угла наклона ствола скважины на подачу

насоса мнения специалистов также расходятся. Так, например, в работах Ш.Н. Алиева утверждается, что подача глубинного насоса значительно снижается с увеличением отклонения его оси от вертикали. Проведенные им эксперименты на стендовой скважине показали, что с ростом угла наклона скважины утечки жидкости через клапаны увеличиваются и, как след­ствие этого, происходит преждевременное истирание седла клапана.₀ Кроме того, установлено, что при углах наклона 15, 45 и 60° подача насоса уменьшается соответственно на 10, 25 и 40%. Другие исследователи утверждают, что в наклонных скважинах в связи с отклонением движения клапанов от осевой линии пропуски жидкости через клапан намного увеличиваются, и рекомендуется устанавливать насос на участке, соответст­вующем наименьшему значению зенитного угла. С другой сторо­ны, опыт эксплуатации наклонных скважин на месторождениях Башкирии показывает, что подача штангового насоса при уста­новке его на участке ствола скважины с углом наклона до 40 изменяется весьма незначительно. На подачу насоса в скважинных условиях влияет множество факторов. Очевидно, что отри­цательное влияние одного фактора компенсируется положитель­ным влиянием другого. Например, увеличение угла отклонения оси насоса от вертикали ухудшает условия работы шарового клапана, но улучшает условия сепарации газа у приема, так как наклонная труба служит естественным сепаратором. Прост­ранственные параметры ствола скважины существенное влияние оказывают также на эффективность работы УЭЦН.

Одно из первых исследований опыта эксплуатации работоспо­собности погружных центробежных насосов в наклонно направ­ленных скважинах проведено Особым конструкторским бюро по бесштанговым насосам (ОКБ БН) в 1966 г. В процессе исследо­ваний была проанализирована работоспособность установок ЭЦН в 207 наклонных и 229 вертикальных скважинах производствен­ных объединений "Башнефть", "Татнефть" и "Куйбышевнефть". В этой работе на основе анализа промысловых данных сделан вы­вод, что работоспособность установок ЭЦН в наклонных скважи­нах в исследованных пределах искривления их стволов (зенит­ный угол в зоне подвески ЭЦН до 37° , максимальная интенсив­ность искривления ствола скважины до 4° на 10 м) не отлича­ется от работоспособности этих установок в вертикальных скважинах.

Однако опыт эксплуатации погружных центробежных насосов на Советском, Самотлорском и Трехозерном месторождениях За­падной Сибири, проанализированной в 1976 г. в СибНИИНП, по­казывает, что для этих месторождений наличие в профиле ство­ла скважины участков с приращением кривизны более 2° на 10 м уже приводит к резкому возрастанию числа повторных ремонтов из - за повреждения кабеля при спуске насосного агрегата. Сравнительно большие приращения кривизны (более 0° 15' на 10 м) в интервале установки насоса значительно снижают

продолжительность его работы из - за усталостных напряжений вала. Особую сложность представляет эксплуатация скважин насосами фирмы "РЭДА", имеющими габариты значительно больше отечест­венных.

По данных исследований СибНИИНП, при интенсивности искривления 5 и более на 10 м ствола межремонтный период работы УЭЦН сокращается со 140 до 68 сут. При наборе кривизны 2° на 10 м МРП снижается лишь на 10 сут.

Таким образом, несмотря на многочисленность проведенных исследований, зависимость между рабочими характеристиками насосных установок и параметрами, определяющими пространст­венную конфигурацию ствола скважины, имеет весьма расплыв­чатый характер. Также не регламентированы ограничения по кривизне на условие спуска и эксплуатации штанговых уста­новок.

В связи с этим в БашНИПИнефти проведен ряд теоретиче­ских, лабораторных и промысловых исследований степени влия­ния пространственных параметров ствола скважины на рабочую характеристику насосных установок.

Для выявления основных закономерностей влияния параметров скважины на эффективность работы насосных установок выполнен статистический анализ по 600 скважинам НГДУ "Туймазанефть" за 5 лет работы. Обработкой данных по стандартной статисти­ческой программе, использующей кибернетические методы, по­лучена иерархия эксплуатационных факторов по степени влияния на показатели работы УСШН. Подтвердилось, что характер про­филя скважины влияет на работу насосной установки. Но ока­залось, что наиболее сильное влияние оказывает кривизна в области набора. Это дало возможность сделать вполне логичное предположение, что работу насосной установки осложняет де­формация ее элементов, обусловленная искривленным профилем. Таким образом, усложнение технологических процессов при экс­плуатации наклонных и искривленных скважин в сочетании с прогрессирующим обводнением продукции и повышением ее вяз­кости и превышением в связи с этим фактических нагрузок над расчетными приводит к снижению эксплуатационной надежности оборудования. Несоответствие расчетных и фактических нагру­зок на штанги, работающие в наклонно направленных скважинах, обусловлено ростом сил трения. Работа, затрачиваемая на тре­ние, направлена в основном на преодоление внешних сопротив­лений, к которым относятся трение штанг о трубы и плунжера о цилиндр, трение столба жидкости о насосно - компрессорные тру­бы и трение колонны штанг о жидкость. Трение штанг о стенки труб и плунжера о цилиндр происходит в жидкостной среде. Но вследствие несовершенства смазки и шероховатости поверх­ностей труб и штанговых муфт и штанг трение подчиняется за­кону полусухого трения. Последнее имеет место в том случае, если слой смазки недостаточно толстый или трущиеся поверхно­сти сильно шероховаты. Тогда кроме сопротивления при сдвиге

слоев смазки возникает сила сопротивления от взаимного за­девания выступов трущихся поверхностей.

Сила полусухого (граничного) трения штанг о трубы в вер­тикальных скважинах при статическом режиме работы УСШН не­значительна, и поэтому ее обычно не учитывают. При динами­ческом режиме сила трения штанг о трубы достигает опреде­ленных значений и ее необходимо учитывать. В то же время в наклонно направленных скважинах даже при статическом ре­жиме работы УСШН силы граничного трения настолько значи­тельны, что пренебречь ими невозможно.

При эксплуатации наклонных скважин штанговыми насосами в отдельных случаях наблюдается интенсивный износ штанг, штан­говых муфт и насосно - компрессорных труб. Это приводит к сни­жению срока службы штанг, муфт и особенно НКТ по сравнению со сроком службы в аналогичных по условиям эксплуатации вер­тикальных скважинах. Кроме того, в наклонных скважинах воз­растает амплитуда нагрузок вследствие увеличения нагрузок при ходе вверх и снижения их при ходе вниз. По этой причине формулы для определения экстремальных значений нагрузок в точке подвеса штанг в вертикальных скважинах не могут быть использованы для расчетов в наклонно направленных скважинах.

Известные исследования основываются на предположении, что коэффициент трения одинаков для тела штанг и штанговых муфт, а значения коэффициентов трения принимаются различными авторами в очень широких пределах (от 0,1 до 0,6).

Первые исследования коэффициента трения штанг о трубы проведены В.Ф. Троицким на основе промысловых материалов. Использовалась методика зпределения коэффициента трения по концевой части динамограммы при работе насоса с неполным за­полнением:

f = T/N,

где Т - сила трения при движении штанг вверх по динамограмме; N - прижимающая сила, вычисленная по формуле A.M. Пирвердяна.

Коэффициенты трения определены для трех категорий сква­жин, различающихся по вязкости откачиваемой жидкости (табл. 3).

Исследования проведены при допущениях, что коэффициент трения по всей длине скважины остается неизменным и его зна­чение определяется в основном вязкостью откачиваемой жидкости.

Результаты исследования сил трения, проведенного по той же методике Ш.Н. Алиевым, показывают неправомерность послед­него допущения В.Ф. Троицкого. Из данных табл. 4 видно, что при одной и той же вязкости откачиваемой продукции с изме­нением нормальных усилий, прижимающих штангу к трубе, зна­чение коэффициента трения изменяется в широких пределах.

Н.Д. Дрэготеску считает, что коэффициент трения штанг о

Таблица 3