WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

загрузка...
   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 | 2 ||

Насосные штанги в реальных условиях находятся в коррозионно-активной пластовой жидкости и нагружены циклическими растягивающей и изгибающей нагрузками с частотой цикла 0,017... 0,200 Гц (1...12 качаний в минуту). Именно это обуславливает коррозионно-усталостный механизм разрушения штанг. Однако в настоящее время показатели усталостной прочности штанг (допускаемое приведенное напряжение и предел коррозионно-усталостной прочности) ни международным стандартом API Spec 11B, ни отечественным ГОСТ 13877-96 не нормируются и заводами-изготовителями не определяются.

В третьей главе рассмотрены профилактические меры по нейтрализации факторов негативного влияния на подземное оборудование скважин.

Расчет нагрузок и исследование механизма разрушения насосов в интенсивно искривленных скважинах показали, что в них возникают значительные дополнительные напряжения, которые в традиционных расчетах не учитываются. Без учета их невозможно исследовать, выявить, моделировать механизм разрушения и, соответственно, обосновать меры по защите оборудования, а также оптимизировать работу глубинных насосов.

Новые нагрузки резко усиливают разрушительное воздействие изгибов, кручения и вибрации. На указанных аварийных участках интегрируется рост показателей трения, осложненного повышением температуры, отложениями механических примесей, всплеском роста кристаллов солей.

При сильнообводненной нефти такие параметры, как вязкость нефти, качество смазки, толщина смазочного слоя, коэффициент трения трущихся поверхностей, могут иметь кратные различия и специфические особенности относительно безводной. В условиях скважины при незначительных величинах зенитного угла, прижимающих сил в период безводной эксплуатации штангового насоса сила трения F имеет очень малые значения. Сила трения существенна, если она сравнима с весом единицы длины штанг и превышает примерно 10 % веса штанги. При снижении динамического уровня жидкости ниже приёма насоса и при прорывах газа возможно сухое трение. Это наиболее опасный и разрушительный режим, который сопровождается заеданием трущихся тел, повышенным износом труб и штанг. Если в продукции скважины, в которой пара трения «труба штанга» работает в режиме сухого трения, содержится большое количество пластовой воды и агрессивных газов, характер износа может стать интенсивным.

Использование центраторов и других предохранительных устройств в интенсивно искривленных скважинах приводит к росту сил гидродинамического трения, которые особенно велики при добыче высоковязкой нефти. Для расчета сил гидродинамического трения используют известные методы A.M. Пирвердяна, который получил формулу для случая гладкой, т.е. безмуфтовой, штанги и при отсутствии движения жидкости в трубах. В последующие годы А.Р. Каплан дополнительно разработал методику расчета режима движения жидкости в трубах с некоторой скоростью, соответствующей среднему дебиту скважины. Позже М.Д. Валеев экспериментально определил коэффициенты, учитывающие эксцентричное расположение штанг в НКТ. Ламинарное течение вязкой жидкости между двумя штанговыми муфтами, неподвижными и эксцентрично расположенными в НКТ, рассматривалось в работах Я.В. Шевелева.

В результате исследования образцов аварийно разрушенных штанг и насосов было установлено, что основными факторами ускоренного износа штанг, НКТ и насосов являются:

  • дополнительные напряжения от трения, изгиба, кручения, вибраций, возникающие на интенсивно искривленных участках скважин;
  • потеря устойчивости штанговых колонн вследствие дополнительных изгибов и вибраций, возникающих на интенсивно искривленных участках скважин;
  • истирание муфт штанг и НКТ при их контакте на интенсивно искривленных участках скважин;
  • односторонний износ плунжера и цилиндра насоса.

Выполненные патентные и промысловые исследования по теме диссертации выявили причины и механизм повышенной аварийности скважинного оборудования (насосов) истирающего фонда. Результаты исследования причин и механизма разрушения УСШН показали, что важнейшей причиной отказов насосов является интенсивное искривление скважин, снижающее долговечность оборудования в 3,0…8,5 раза. В интервалах интенсивно искривленного ствола напряжения в штангах резко возрастают за счет дополнительного действия сил трения, изгибов, крутящих моментов и могут превысить предельно допустимые значения.

Анализ особенностей различных типов скважин и разработка классификации наклонно направленных скважин показали, что крайне необходимо защищать оборудование прежде всего именно в интенсивно искривленных интервалах скважин, например путем использования центраторов (рисунок 4).

Тем не менее, некоторые технические условия трудно оптимально совместить в одном центраторе. Например, в центраторе скольжения конструкции ВНИИТнефть, выполненном в виде пропеллера, достигнуто минимальное гидравлическое сопротивление, но явно недостаточны изнашиваемый объем и прочностные характеристики винтообразного центратора.

Рисунок 4 Конструкции штанговых центраторов

Для увеличения периода безаварийной эксплуатации штанг в наклонно направленных скважинах испытан центратор шарнирного типа. Известны шарнирные центраторы конструкций объединения «Белоруснефть», КогалымНИПИнефть и НИЦ НК «ЛУКОЙЛ».

Расчет мест установки центратора выполняется по специально разработанной для этих целей компьютерной программе, например «Насос» (руководитель проф. К.Р. Уразаков). Программа позволяет определить оптимальное место установки центраторов и их количество в скважине.

В четвёртой главе рассмотрены методы и устройства для предотвращения механокоррозионного износа, образования и накопления твёрдых отложений в ГНО в интенсивно искривлённых скважинах.

В частности, рассмотрена возможность использования канатной подвески и предохранительных устройств в скважинах повышенной кривизны.

Для повышения эффективности работы штангового глубинного насоса, снижения изгибающих усилий в колонне насосных штанг, снижения износа штанг, муфт и участков колонны НКТ в интервале глубин набора кривизны, улучшения динамических характеристик штанговой колонны, повышения ее долговечности и упрощения конструкции соединительной муфты разработано соединительное устройство насосных штанг, содержащее составной корпус, связанный подвижным соединением. Составные части корпуса выполнены полыми, соединение нижней и верхней составных частей корпуса выполнено в виде каната стального с двойной свивкой с металлическим сердечником. Концы верхних свивок каната устанавливаются в конические отверстия составных частей корпуса, запираются клиновыми вставками с глухими отверстиями под концы проволок каната, фиксируются резьбовыми пробками и контрятся штанговыми полумуфтами. На рисунке 5 изображена схема соединительного устройства насосных штанг.

1, 2 верхняя и нижняя штанги; 3, 9 верхняя и нижняя полумуфты;

5, 7 верхний и нижний корпуса; 4, 8 резьбовые пробки; 6 трос;

10 – клиновые вставки

Рисунок 5 Схема соединительного устройства насосных штанг

Другое разработанное соединительное устройство насосных штанг, также предназначенное для снижения деформаций изгиба и кручения (рисунок 6), содержит верхнюю 1 и нижнюю 2 составные части корпуса и устанавливается между насосными штангами.

Устройство работает следующим образом. При возникновении на участках искривления ствола скважины изгибающих усилий верхняя 1 и нижняя 2 части составного корпуса, а вместе с ними насосные штанги центрируются в колонне НКТ, снижая напряжения от изгиба штанг и длину касания трущихся элементов, предотвращая взаимный износ НКТ и штанг и утечки в насосах.

С целью обеспечения поочерёдной откачки воды и нефти из высокообводнённых скважин и предупреждения эмульгирования нефти в скважинах разработано устройство (патент РФ № 65119).

Последовательная откачка насосом воды, а затем нефти позволяет
предупредить их совместное движение в рабочих органах насосов и образование стойких эмульсий. Преимуществом устройства также является снижение затрат средств на разрушение эмульсии и дополнительные ремонты скважинных насосов (рисунок 7).

Также при участии автора разработано устройство (патент РФ № 65121), которое может быть использовано для интенсификации добычи нефти бесштанговыми насосами в сложных геологических условиях.

На рисунке 8 схематически изображена установка для добычи нефти.

1 центробежный насос; 2 электродвигатель; 3 кабель в сборе;

4 колонна насосно-компрессорных труб; 5 металлические пояса;

6 электрод; 7 диэлектрический центратор; 8 кабель бронированный;

9 – сборка диодная; 10 уплотнительное устройство; 11 трансформаторная

комплексная подстанция

Рисунок 8 Схема установки для добычи нефти

Установка работает следующим образом. Выше погружного центробежного насоса 1 под действием электрического поля вода, эмульгированная в нефти и содержащая растворы солей, вследствие вторичных электрических реакций разлагается на молекулы водорода Н2 из атомов Н на катоде и молекулы кислорода О2 из радикалов ОН на аноде. Под действием внешнего источника тока (образовавшегося вследствие перекоса фаз, связанного с их несимметричностью из-за разности сопротивлений обмоток) с последующим выпрямлением с помощью диодной сборки 9 создаются условия разгазирования воды, эмульгированной в нефти, вследствие её электролитического разложения с образованием газовой фазы, препятствующей отложению гидратов и солей на поверхности колонн и образованию высокодисперсной газожидкостной смеси пониженной плотности. На электроде 6, подключенном к аноду, будут происходить реакции окисления. Коррозия будет происходить именно на этом электроде, обеспечивая эффект катодной поляризации. Одновременно решается задача предотвращения соле- и парафиногидратоотложений на установке погружного центробежного насоса и внутренней поверхности обсадной колонны. Эффект «холодного кипения» жидкости вследствие электролиза воды, эмульгированной в нефти, происходящий на электроде 6, размещаемом напротив интервала перфорации продуктивного пласта, позволит обеспечить электроосмотическое воздействие на коллекторские свойства пласта в осложнённых условиях поздней стадии разработки месторождений и повысить межремонтный период работы установки.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1. Результатами анализа опыта эксплуатации скважин, оборудованных УШГН, подтверждено, что:

основными факторами, осложняющими работу глубинных насосов, являются интенсивное искривление ствола скважин и низкое качество их строительства;

в интенсивно искривленных скважинах накопление предельных усталостных напряжений в насосных штангах происходит значительно быстрее;

наряду с продольными динамическими нагрузками на штанги действуют поперечные динамические нагрузки, асимметричность циклов нагружения, дополнительные изгибающие, скручивающие усилия, а также упругие пространственные деформации штанг, особенно на участках знакопеременной кривизны.

2. Теоретически решена проблема создания способа эксплуатации обводненной скважины, обеспечивающего защиту плунжерной пары от заклинивания, задира и катастрофического износа без использования присадок и дозировочного оборудования.

3. Разработано гибкое байонетное соединение насосных штанг, рекомендуемое к использованию на скважинах месторождений Западной Сибири, характеризующихся интенсивным искривлением и повышенной коррозионной активностью пластовых и техногенных вод.

4. Разработано устройство для обеспечения поочерёдной откачки воды и нефти из высокообводнённых скважин для снижения усталостно-коррозионного разрушения подземного оборудования и предупреждения эмульгирования нефти при лифтировании.

5. Разработана установка для добычи нефти из малодебитных скважин повышенной обводнённости (патент РФ № 65121).

Основные результаты работы опубликованы в следующих научных трудах:

1. Болотов В.В., Валеев Ю.Ж., Гарданов Р.Ш., Мерзабеков Х.Т. Использование методов нанотехнологии для добычи нефти в осложнённых условиях // Проблемы и методы обеспечения надёжности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. Матер. научн.-практ. конф. 22 мая 2007 г. в рамках VII Конгресса нефтегазопромышленников России. Уфа, 2007. С. 123-124.

2. Болотов В.В., Мерзабеков Х.Т., Паламарчук Ю.Г. Байонетное соединение насосных штанг // Проблемы и методы обеспечения надёжности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. Матер. научн.-практ. конф. 22 мая 2007 г. в рамках VII Конгресса нефтегазопромышленников России. Уфа, 2007. С. 121-122.

3. Болотов В.В., Мерзабеков Х.Т., Паламарчук Ю.Г., Подъяполь-
ский А.И. Устройство для интенсификации добычи нефти // Проблемы и методы обеспечения надёжности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. Матер. научн.-практ. конф. 22 мая 2007 г. в рамках VII Конгресса нефтегазопромышленников России. Уфа, 2007. С. 152-153.

4. Патент на полезную модель № 65119 РФ, МПК Е 21 В 43/00. Установка для добычи нефти / А.Г. Гумеров, В.Г. Карамышев, А.Р. Эпштейн, В.В. Болотов, Ю.Г. Паламарчук (РФ). 2007106208; Заявлено 19.02.2007; Опубл. 27.07.2007. Бюл. 2.

5. Патент на полезную модель № 65121 РФ, МПК Е 21 В 43/00. Установка для добычи нефти / Ю.Г. Паламарчук, А.Р. Эпштейн, В.В. Болотов,
В.Г. Карамышев, А.А. Самородов (РФ). 2007106211; Заявлено 19.02.2007; Опубл. 27.07.2007. Бюл. 2.

6. Болотов В.В., Подъяпольский А.И., Паламарчук Ю.Г. Применение электрофизического метода предотвращения канавочного износа промысловых трубопроводов // Проблемы и методы обеспечения надёжности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. Матер. научн.-практ. конф.
22 мая 2007 г. в рамках VII Конгресса нефтегазопромышленников России. Уфа, 2007. С. 108-110.

7. Карамышев В.Г., Юсупов О.М., Хо Нам Чунг, Болотов В.В. Эксплуатация обводнённых скважин штанговыми насосами // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. Матер. научн.-практ. конф. 21 мая 2008 г. в рамках XVI междунар. специализированной выставки «Газ. Нефть. Технологии – 2008». Уфа, 2008.
С. 58-67.

8. Болотов В.В., Баямирова Р.У., Карамышев В.Г. Мероприятия по предупреждению и удалению солеотложений // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР. 2008. Вып. 2 (72). С. 5-6.

Фонд содействия развитию научных исследований.

Подписано к печати 23.10.2009 г. Бумага писчая.

Заказ №. 651. Тираж 100 экз.

Ротапринт ГУП «ИПТЭР». 450055, г. Уфа, проспект Октября, 144/3.

Pages:     | 1 | 2 ||






© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»