Эксплуатация наклонно направленных насосных скважин by Уразаков. Насосных
 Скачать 1.96 Mb.
|
Коэффициенты трения штанг о трубы по данным В.Ф. Троицкого
Таблица 4 Коэффициенты трения штанг о трубы по данным Ш.Н. Алиева
трубы связан с удельным весом нефти и имеет следующие значения: при удельном весе 9,04; 9,60 и 9,80 кН/м3 коэффициент трения составляет соответственно 0,25; 0,33 и 0,60. В указанных работах изучалось влияние на коэффициент трения отдельных факторов в отрыве от остальных, действующих на процесс, а также сделано допущение о неизменности коэффициента трения по всей длине ствола скважины. На практике интенсивность искривления ствола скважины от устья до забоя не остается постоянной, соответственно изменяется нормальное усилие. А это влечет за собой изменение значения коэффициента трения. Имеется ряд работ, посвященных изучению коэффициента трения штанг о трубы на лабораторных стендах. Исследования выполнены на лабораторной модели, состоящей из горизонтально расположенной модели трубы и модели штанговой муфты. Существенное снижение работоспособности штанговых установок происходит также при подъеме высоковязких нефтей и водонефтяных эмульсий. Основные осложнения обусловлены в первую очередь большими силами трения штанг о жидкость при их движении в насосных трубах. Трение штанг о жидкость вызывает увеличение нагрузок (особенно знакопеременных) и, наконец, отставание полированного штока от головки балансира, что приводит к удару. Эксплуатационная надежность УСШН в значительной степени зависит от правильного выбора типоразмера и режима работы оборудования. Для проектирования технологического режима в таких скважинах необходимо оценить значение сил гидродинамического трения. Однако проведение расчетов, как правило, осложнено отсутствием данных о вязкости нефти и тем более водогазонефтяных эмульсий в насосных трубах. Отбор глубинных проб из полости насосных труб существующей техникой затруднителен. Кроме того, в силу целого ряда причин невозможно замерить вязкость проб эмульсии в их первоначальном состоянии. Вследствие этого подбор конструкции штанговой колонны и выбор режима работы штанговых установок для подъема вязких жидкостей производится в основном интуитивно. Для определения эффективной (эквивалентной) вязкости жидкости в насосных трубах может быть предложен аналитический метод, основанный на использовании данных промысловых исследований. Для этого по динамограмме существующего режима работы насосной установки определяют минимальную нагрузку и расчетным путем выделяют силы вязкого сопротивления при нисходящем движении штанговой колонны. По этим данным вычисляют эффективную вязкость жидкости в насосных трубах. Затем, учитывая полученную вязкость, рассчитывают конcтрукцию штанговой колонны и режим работы насосной установки. При выборе режима работы штанговых установок также важно соблюдать следующие условия. Первое - не допустить зависания штанг, т.е. необходимо рассчитать допустимую скорость, позволяющую откачивать жидкость без отставания полированного штока от головки балансира. Второе - скорость жидкости в насосных трубах не должна превышать скорость штанг при ходе вверх. В противном случае будет происходить значительный рост нагрузок на штанги, особенно в нижних сечениях колонны, так как, с одной стороны, появляется подъемная сила потока жидкости, действующая на штанга и НКТ, с другой стороны, возрастает давление на плунжер, обеспечивающий подъемную силу. Это приводит к возникновению дополнительной (скрытой) растягивающей силы в нижней части штанговой колонны. Снижения скорости потока жидкости ниже скорости штанг можно достичь, если площадь проходного сечения, образованная насосными трубами и штангами, не меньше площади поперечного сечения плунжера; оптимальный режим достигается, если названные сечения равны. Известно, что в любом случае скорость потока жидкости в насосных трубах изменяется в соответствии со скоростью штанговой колонны, которая имеет синусоидальный характер, а сила вязкого трения прямо пропорциональна  Рис. 6. Технико - технологические средства для добычи вязких нефтей и водонефтяных эмульсий: а, б, в - конструкции пневмокомпенсаторов, применение которых эффективно при вязкости продукции 250 - 450 Мпа*с и водосодержании 0 - 80%, г, д - схемы способа внутрискважинной деэмульсации (схема г эффективна при водосодержании 65 - 80%, схема д - для дозировки реагента при водосодержании 30 - 80%); е - схема способа затрубной. эксплуатации для продукции вязкостью 350 - 400 Мпа*с скорости. В связи с этим при откачке высоковязких жидкостей момент действия экстремальных нагрузок смещается и проявляется близко к середине хода штанг. Это приводит к ограничению области применения штанговых насосов вязкостью откачиваемой жидкости порядка 350 мПа*с. Выравнивание скорости потока жидкости в трубах позволило бы снизить экстремальные нагрузки на штанговую колонну. Один из методов технического решения этой задачи заключается в использовании газовых колпаков или компенсаторов. Эти устройства позволяют снизить экстремальные нагрузки на колонну штанг при вязкости откачиваемой жидкости 250 - 450 мПа*с. При дальнейшем возрастании вязкости эффективность работы пневмокомпенсаторов падает, что, по - видимому, связано с возрастанием сил сопротивления в отверстиях компенсаторов, приводящих к рассогласованности в работе пневмокомпенсатора (рис. 6). При добыче высоковязких водонефтяных эмульсий известен метод внутрискважинной деэмульсации, эффективность его применения не вызывает сомнения. Однако использование этого метода в широких масштабах в настоящее время сдерживается рядом объективных причин. Прежде всего несовершенны техника и технология, используемые для внутрискважинной деэмульсации. На нефтяных промыслах Башкортостана испытаны технико - технологические средства, позволяющие обеспечить широкое внедрение и повышение эффективности методов внутрискважинной деэмульсации [3]. Первый метод заключается в использовании для подлива воды, содержащейся в продукции скважины. Для этого на устье  Рис. 7. Конструкции установок для подъема вязких нефтей: а - ОКБ Нефтемаш; б - АзНИПИнефть; в - МИНГ им. Губкина; г - Печор-НИПИнефть; д - Союзтермнефты; е - "Пемекс"; ж - "Хопс" скважины устанавливают сепаратор, нижняя часть которого соединена с затрубным пространством, а продукция скважины проходит через сепаратор и откачивается в коллектор. Применение этого варианта эффективно при откачке эмульсий с водосодержанием 65 - 80%, так как при меньшем водосодержании происходит значительное снижение отбора жидкости из скважины. Широко известен другой метод внутрискважинной деэмульсации. Однако дозировка деэмульгатора в неразбавленном виде приводит к неоправданно большим расходам и снижению эффективности метода. Опыт использования композиции на основе деэмульгатора - сепарола 5014, доведенного с помощью растворителя до плотности нефти, показал хорошую ее эффективность. Область применения методов внутрискважинной деэмульсации ограничивается вязкостью нефти, которую способна откачивать штанговая насосная установка, т.е. порядка 350 мПа*с. В Башкирии в последние годы в разработку вводятся месторождения тяжелых нефтей, образующих эмульсии с водой, вязкость которых достигает 4000 мПа*с в устьевых пробах. В таких условиях хорошие результаты показал метод добычи нефти через затрубное пространство. Для повышения надежности разобщения работы разделительного элемента и упрощения спуско - подъемных операций пакер установлен ниже приема насоса и снабжен хвостовиком. Кроме того, в последние годы в практике насосной добычи нефти находят применение специальные насосы для подъема аномально - вязких пластовых жидкостей, разработанные как в нашей стране, так и за рубежом (рис. 7) [4]. В ОКБ Нефтемаш создано несколько типов скважинных насосов, которые могут быть использованы для откачки продукции скважины с повышенной вязкостью. Например, насос глубинный невставной скважинный (НГНС) применяют в установке для одновременно - раздельной добычи высоковязкой нефти в качестве нижнего насоса, а также самостоятельно при однопластовой глубинно - насосной эксплуатации. В АзНИПИнефти разработана конструкция скважинного глубинного вставного насоса для откачки вязкопластичной жидкости НСВ - 1ВП (НСВГ - 55/43). Это дифференциальный плунжерный насос одинарного действия, состоящий из двух плунжеров, соединенных между собой полым штоком. При этом нижняя секция оборудована нагнетательным и всасывающим клапанами и выполняет роль насоса, откачивающего жидкость. Верхняя секция является силовой частью насоса, создающего дополнительные усилия, за счет которых нижний плунжер проталкивается в цилиндр (при ходе вниз), преодолевая гидравлические сопротивления в насосе и силы гидравлического трения в колонне насосно - компрессорных труб. Дополнительные усилия возникают в результате положительного перепада давления, действующего на разность площадей сечения верхнего и нижнего плунжеров. В ПечорНИПИнефти разработан скважинный невставной насос с цельным цилиндром и разрядной камерой (НСН БРК), предназначенный для работы в скважинах внутренним диаметром не менее 144 мм, с вязкостью продукции в пластовых условиях 400 - 700, на устье 13000 - 15000 мПа*с, объемной долей свободного газа на приеме насоса не более 10%, содержанием механических примесей не более 1,3 г/л (ТУ 39 - 1178 - 87). Работа УСШН с насосом НСН БРК в высоковязкой жидкости обеспечивается за счет гидравлического утяжеленного низа колонны штанг при помощи разрядной камеры, где давление паров скопившейся жидкости существенно ниже давления на приеме насоса. В РАНГ им. И.М. Губкина разработан насос для откачки вязких нефтей с вакуумным усилителем, способствующим движению штанговой колонны вниз. В НПО "Союзтермнефть" создана конструкция установки с изолированной колонной штанг и вынесенными расширенными клапанами. За рубежом широко применяются глубинно - насосные установки фирмы "Пемекс". Установка "Пемекс" служит для подъема нефти по кольцевому пространству. В скважину спускают два ряда НКТ вплоть до эксплуатационного объекта. Кольцевое пространство между первым рядом НКТ и эксплуатационной колонной служит для отвода нефтяного газа на поверхность, а также для обработки забойного оборудования растворителем и очищающими агентами. Кроме того, открытое затрубное пространство уравнивает давление над и под забойным сальниковым устройством, снижая количество газа, попадающего в насос. Ключевые узлы - специальное сальниковое уплотнение и полированный шток, устанавливаемые внизу второго ряда труб перед насосом. Таким образом, внутренняя колонна НКТ оказывается изолированной от нефти и заполняется водой, что позволяет снижать трение штанг в жидкости до минимума. Тяжелая нефть транспортируется на поверхность по кольцевому пространству между рядами двумя НКТ. Полированный шток проходит через сальниковое устройство и соединяется с глубинным насосом. Работа насоса аналогична вышеописанным. Установка фирмы "Хопс" служит для подъема высоковязкой нефти по затрубному пространству. В скважину на трубах спускают плунжерный насос, непосредственно под которым расположен пакер. Для герметизации специального полированного штока над плунжером устанавливают специальный сальник. Между сальником и плунжером устанавливают дополнительные обратные клапаны, соединяющие полость над плунжером с затрубным пространством. Трубы заполняют маловязкой жидкостью, в которой двигаются штанги. Таким образом в системе устраняется влияние сил трения на работу штанг. Глава 2 НАГРУЗКИ В ШТАНГОВОЙ КОЛОННЕ, РАБОТАЮЩЕЙ В НАКЛОННО НАПРАВЛЕННОЙ СКВАЖИНЕ Процессы трения в скважинах происходят в специфических условиях. Штанговая колонна во время движения способна менять форму своей оси и подвержена всякого рода колебаниям (продольным, поперечным). Кроме того, штанговая колонна и внутренняя стенка ношеных труб не имеют постоянной линии контакта. Известно, что ствол скважины состоит из участков различной формы, для большинства которых осью является пространственная кривая. При чередовании выпуклых и вогнутых участков на некотором расстоянии между ними штанги отрываются от поверхностей труб, линия контакта становится прерывистой. В зависимости от интенсивности искривления оси скважины, жесткости штанговой колонны и ее натяжения контакт трения происходит либо между трубами и муфтами штанг, либо между трубами и телом штанг. В условиях скважины смазка трущихся поверхностей также имеет специфические особенности, т.е. нет принудительной смазки и толщина смазочного слоя в основном определяется контактным давлением, вязкостью нефти и скоростью откачки. Перечисленные специфические условия требуют детального экспериментального изучения закономерностей изменения коэффициентов трения штанг и муфт о трубы и жесткости на изгиб элементов штанговой колонны. 2.1. МЕХАНИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ РАБОТЫ КОЛОННЫ НАСОСНЫХ ШТАНГ Принципы построения лабораторной механической модели штанговой глубиннонасосной установки рассмотрены в работе Г.И. Иокима. Однако предложенная модель адекватна вертикальной скважине, где трение между штангами и трубами пренебрежимо мало. Рассмотрим вопросы моделирования работы насосных штанг в наклонно направленных скважинах. Моделирование работы глубиннонасосный установки включает: 1) моделирование вынужденных колебаний штанговой колонны; 2) моделирование напряженного состояния штанговой колонны. Для упрощения задачи деформации насосно-компрессорных труб влияние газа на работу установки, образование эмульсии в трубах, в насосе и др. не учитываются. Таким образом, задача сводится к рассмотрению упругих явлений в длинном стержне, совершающем вынужденные продольные колебания и подверженном нагрузкам, аналогичным тем, которые испытывает колонна насосных штанг. Геометрическое подобие При моделировании колонны насосных штанг воспользуемся известным методом - аффинным подобием, т.е. введем для размеров поперечного сечения один масштаб (/О, а для длины -другой (К2). Тогда  (6)где X, Y - координаты точки; D - внутренний диаметр НКТ; d,d0 - диаметр тела и муфты штанг; F - площадь поперечного сечения штанг; I - момент сопротивления поперечного сечения.  (7)где Z - координата точки; L - длина колонны штанг; l - длина штанги. Разделив каждое соотношение полученных равенств на dн/dм и введя обозначения ХН/ХМ= λХ и т.д., получим  (8)где α = K1 / K2 Моделирование вынужденных колебаний штанговой колонны Для получения критериев подобия вынужденных колебаний допускаем, что штанговая колонна ведет себя как абсолютно твердое тело, так как закон движения головки балансира мало зависит от деформации штанг. При этом дифференциальным уравнением движения штанговой колонны является следующее:  (9)где т - масса штанговой колонны; f - коэффициент трения штанг о трубы; Р - сопротивление в насосе; F0sinwt - возмущающая сила, действующая на колонну штанги. Опустив знаки дифференцирования, поделим все члены уравнения на один из его членов. Получаем безразмерные комплексы  Как известно, критерии подобия, если в них вместо переменных величин ввести соответствующие начальные условия, дают достаточные условия подобия двух систем. Если  и Х0 - соответственно скорость и координата в начальный момент времени, то достаточными условиями подобия являются: Очевидно, вместо текущих значений координат, скорости и времени можно подставить некоторые их характерные значения, например, длину хода головки балансира S, максимальную скорость vmax и число ходов головки балансира n.  или  (10)Преобразованием выражений (10) можно получить следующие критерии подобия:  Для моделирования напряженного состояния штанговой колонны воспользуемся критериями подобия, полученными в работе П.В. Балицкого, описывающими напряженное состояние бурильных труб, так как они являются общими и для колонны насосных штанг. Натура и модель выполнены из разных материалов. Критерии подобия напряженного состояния: а) растяжение (сжатие)   или  (12)б) изгиб  Для того чтобы модель и натура были подобны по напряженному состоянию от изгиба, необходимо выполнение условия  (13)где  или Тогда  (14)Радиус искривления ствола скважины определяют по формуле  (15)Основные критерии подобия моделирования работы штанговой колонны в наклонно направленных скважинах сведены в табл. 5. Как видно из таблицы, даже применение материалов с различными физико-химическими свойствами не позволяет добиться подобия по весу 1 м штанг. Наиболее подходящий материал для моделирования штанговой колонны - латунная проволока диаметром 0,1 см. Недостающий вес 1 м может быть дополнен латунными втулками с зазором, насаженными на проволоку. Таблица 5 Основные параметры, моделирующие аффинное подобие, напряженное состояние (растяжение, изгиб), вынужденные колебания штанговой колонны
|