WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

загрузка...
   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 | 2 ||

На Кушкульском и Узыбашевском нефтяных месторождениях ООО “НГДУ Уфанефть” в период с 2001 по 2003 гг. по скважинам №№ 185, 192, 328, 435 и 142С1 с целью повышения эффективности откачки бурового раствора и жидкости с твердыми осадкообразующими фракциями, на колонну насосных штанг ШСНУ были установлены нагнетатели жидкости.

По вышеперечисленным скважинам получен положительный промышленный эффект, выразившийся в повышении производительности ШСНУ и увеличении межремонтного периода работы штангового оборудования. По скважине № 142С1 введенной в эксплуатацию после бурения бокового ствола, удалось успешно откачать буровой раствор и вывести скважину на режим эксплуатации.

На рисунке 9 представлен график повышения производительности ШСНУ и снижения динамического уровня по скважинам №№ 185, 192, 328, 435.

1200 1126 22,18,10,8,200 6,0 до после до после до после до после 185 192 328 Ндин Производительность ШСНУ скважины Рисунок 9 – Повышение производительности штанговых установок Из рисунка 9 можно видеть, что повышение производительности ШСНУ произошло по всем скважинам, где были установлены нагнетатели жидкости. По скважине № 185 после компоновки колонны штанг нагнетателями жидкости увеличили число качаний балансира СК с 2,5 к/мин до 5 к/мин, по всем остальным скважинам число качаний балансира СК и Ндин, м ; Q ж м 3/ сут типоразмеры насосов не изменялись. В качестве примера в таблице представлены параметры работы ШСНУ по скважине №192.

Таблица 3 – Параметры работы ШСНУ по скважине №Значения Параметры до после Тип насоса НСВ-Диаметр плунжера Dн, мм Длина хода штока S0, м 2,Число качаний балансира n, к/мин-1 4,Длина хода плунжера Sпл, м (по динамограмме) 1,69 1,Максимальная нагрузка на СК, кН 44 45,Минимальная нагрузка на СК, кН 22,19 22,Производительность ШСНУ, Qж м3/сут 6,52 10, 0,41 0,Общая потеря хода штока, м Таблица 3 показывает, что параметры откачки (S0, F, n) не изменились, но производительность установки возросла на 54%.

На рисунках 10 и 11 представлены динамограммы работы насоса по скважине №192 Кушкульского месторождения, снятые до и после применения нагнетателей жидкости. Дата компоновки ШСНУ нагнетателями 3 декабря 2001 года.

Р кН, l=0,4 1 S л = 1,6 п 43,5 27,22,S м, S л.н г=0,7 8 0,9 п а 0,6 S= 2,Рисунок 10 – Динамограмма работы насоса от 1 декабря 2001 года По динамограмме 1 определено, что максимальная нагрузка на балансир СК составляла Рmax = 4400 кг, длина хода плунжера Sпл=1,69 м, длина хода полированного штока S=2,1 м при глубине подвески приемной ступени насоса 1100 метров.

Р кН, l=0,3 9 S л=1,7 п 45 8, 43 8, 22,2 S м, S л. аг.=1, 0 2 0,6 п н S= 2,Рисунок 11 - Динамограмма работы насоса от 29 декабря 2001 года На динамограмме 2, снятой через 26 дней после компоновки колонны насосных штанг муфтами-нагнетателями, определено, что максимальная нагрузка на балансир СК составляла Рmax = 4580 кгс, длина хода плунжера Sпл=1,71 м, полированного штока S=2,1 метр при глубине подвески приемной ступени 1100 метров.

По динамограмме можно видеть, что после компоновки колонны штанг нагнетателями жидкости длина интервала движения плунжера вниз до погружения под уровень жидкости в период нагнетания снизилась с Sпл.наг.=0,91 м до Sпл.наг.=0,69 м. До компоновки колонны штанг нагнетателями жидкости большая длина движения плунжера (до погружения под жидкость) была возможна вследствие отставания скорости движения плунжера от скорости снижения уровня жидкости во всасывающей части оборудования, за счет пропускания клапанной пары. Здесь можно предположить, что пропускание клапанной пары было из-за оседания песка на седло, что вызвало утечки в клапане. После создания режима выноса осадков из полости насоса, клапанная пара всасывающей части оборудования начала работать лучше.

Автор работы предполагает, что снижение утечек жидкости в зазоре между цилиндром и плунжером могло быть за счет частичного перераспределения гидравлической нагрузки на нагнетатели жидкости в период движения балансира СК вверх.

Теоретический расчет величин утечек, выполненный по методике А.М.Пирвердяна, показал, что в случае снижения высоты столба жидкости над плунжером с 1100 метров (глубина посадки) до 157 метров (расстояние от плунжера до первого нагнетателя) утечки могут быть сокращены на 27%.

В таблице 4 представлен результат расчета утечек жидкости в зазоре между плунжером и цилиндром по методике А.М.Пирвердяна.

Таблица 4 - Результаты расчетов утечек жидкости Показатели Параметры без с нагнетателей нагнетателями g -ускорение свободного падения, см/сDн - диаметр насоса, см 3,Н - столб жидкости над плунжером, м 1100 - кинематическая вязкость, см/с2 0,1,l - длина плунжера, м - зазор между цилиндром и 0,005 0,плунжером, см q Утечки жидкости, м3/сут (%) 2,1 (32%) 0,33 (5,1%) Здесь необходимо отметить, что при определении высоты столба жидкости над плунжером наружный диаметр муфты-нагнетателя принимался равным внутреннему диаметру НКТ, т.е. Dннаг = DвнНКТ = 62 мм.

Однако реальный диаметр нагнетателя жидкости был равен Dннаг = 59,8 мм, что на 2,2 мм меньше расчетного. Поэтому между муфтами существовала гидродинамическая связь, и реальное давление на плунжер во время работы насоса было больше.

Повышение производительности оборудования, и следовательно, увеличение скорости движения откачиваемой жидкости, привело к повышению концентрации твердых осадков в добываемой жидкости и положительно сказалось на глубине очистки призабойной зоны скважины.

На рисунке 12 в графическом виде показано изменение концентрации твердых осадков в жидкости до и после повышения производительности ШСНУ по скважине № 185. Дата установки нагнетателей жидкости 09.09.01.

Скважина №0,37 % 0,0,0,26 % 0,0,21 % 0,0,15 % 0,0,0,08 % 0,067 % 0,0,20.07.01. 13.09.01. 18.09.01. 02.10.01. 11.02.01. 22.02.01.

Изменение расходной концентр.осадков в жидкости Рисунок 12 - Изменение концентрации осадков во времени Как видно из рисунка 12, максимальная концентрация фракций песка в жидкости наблюдалась через 4 дня после компоновки колонны штанг нагнетателями, через 2 недели просматривалась тенденция к снижению концентрации осадков с 0,37% до 0,21 %, а затем к 11.02.01. до 0,08 %, что свидетельствовало об очистки призабойной зоны скважины №185.

По методике А.Н.Адонина был определен безразмерный параметр выноса осадков, который характеризовал степень очистки ПЗС от твердых фракций и песка. При фиксированных значениях концентрации осадков и скорости движения жидкости в НКТ, параметр, соответствующий полному извлечению песка был равен 2,55. В таблице 5 показано изменение скорости восходящего потока жидкости в НКТ и увеличение безразмерного параметра выноса для скважины № 185 Кушкульского месторождения.

Таблица 5 – Таблица изменения параметров выноса осадков Параметры 20.07.01 18.09.0,15 0,Концентрация осадков,% ж 0,52 1,Скорость потока, см/с Скорость оседания, см/с 0,53 0,U Безразмерный параметр 0,98 2,бр Из таблицы 5 видно, что повышение скорости потока скважинной жидкости с 0,52 см/с до 1,41 см/с привело к повышению концентрации песка с 0,15% до 0,37% и увеличению параметра выноса с 0,98 до 2,66, что положительно сказалось на степени очистки ПЗС от песочных фракций.

На рисунке 13 показано повышение межремонтного периода работы штангового оборудования по скважине № 185 после компоновки колонны штанг нагнетателями жидкости.

150 Эксплуат., ТХО МОП, сут ПРС МРП сут 01.07.00.- 09.09.01. 09.09.01.- 01.11.02.

Рисунок 13 – Повышение межремонтного периода работы ШСНУ Из рисунка 13 видно, что после компоновки колонны штанг нагнетателями жидкости (09.09.01-01.11.02) произошло повышение МРП со 109 до 420 суток, сокращение ремонтов скважины с 4 до 0, при суммарном количестве дней эксплуатации до применения 427 суток и после применения 420 суток.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ Компоновкой колонны насосных штанг нагнетателями жидкости удалось увеличить наработку скважинного оборудования на отказ, повысить производительность штанговой установки и откачать буровой раствор в процессе освоения скважины после бурения.

Аналитически установлено, что компоновка колонны насосных штанг нагнетателями жидкости, повышает скорость движения скважинной продукции и способствует созданию режима выноса твердых осадков из полости насоса.

Разработан новый способ очистки призабойных зон скважин от бурового раствора и твердого закупоривающего материала, основанный на применении нагнетателей жидкости в компоновке колонны насосных штанг ШСНУ.

Получена методика расчета оптимального расстояния между нагнетателями жидкости при откачке скважинной продукции с песком и твердыми осадками, основанная на зависимости между скоростью оседания песочных фракций в жидкости и параметрами откачки.

Дополнительная добыча нефти от применения ШСНУ в компоновке с нагнетателями жидкости в ООО “НГДУ Уфанефть” за 2002 год составила 580,8 тонн, при хозрасчетном экономическом эффекте 333029 рублей.

Основные положение диссертации опубликованы в следующих работах:

1. Власов В.В., Ишмурзин А.А. Усовершенствование технологии освоения скважин применением дискретных насосов и забойного пакера отсекателя // Тез. докл. Междунар. науч.- практ. конф., посвященной 45-летию ОФ УГНТУ.-Уфа: УГНТУ, 2001.-С.27.

2. Власов В.В., Ишмурзин А.А. Усовершенствование технологии освоения скважин путем дискретной кратковременно-форсированной откачки продукции // Тез. докл. 53-й науч.- техн. конф. студентов, аспирантов и молодых ученых.-Уфа: УГНТУ, 2002.-С.100.

3. Власов В.В., Ишмурзин А.А. Причины нарушения первичной гидродинамической связи “пласт-скважина” и технологические недостатки методов очистки основанных на принципе откачки жидкости // Нефтегазовое дело.-2003.-http://www.ogbus.ru/authors /Vlasov/Vlasov_1.pdf.

4. Власов В.В., Ишмурзин А.А. Эффективность применения стандартного штангового насоса в процессах откачки многокомпонентной жидкости // Нефтегазовое дело.-2003.-http://www.ogbus.ru/authors/Vlasov/ Vlasov_2.pdf.

5. Власов В.В. Влияние песка на производительность штангового насоса и образование песчаных пробок в скважинах при откачке многокомпонентной жидкости // Тез. докл. 54-й науч.- техн. конф.

студентов, аспирантов и молодых ученых.-Уфа: УГНТУ, 2003.-С.207.

6. Власов В.В., Ишмурзин А.А. Анализ технологической эффективности применения скважинных нагнетателей жидкости в компоновке колонны насосных штанг ШСНУ в процессах откачки многокомпонентной жидкости // Нефтегазовое дело.-2003.-http://www.ogbus.ru/authors/ Vlasov/Vlasov_3.pdf.

7. Власов В.В. Усовершенствование технологии глушения скважин путем применения забойного пакера-отсекателя // Тез. докл. 54-й науч.- техн.

конф. студентов, аспирантов и молодых ученых.-Уфа: УГНТУ, 2003.С.208.

8. Власов В.В. Влияние попутного газа на производительность штангового насоса // Тез. докл. 54-й науч.- техн. конф. студентов, аспирантов и молодых ученых.-Уфа: УГНТУ, 2003.-С.209.

В.В.Власов Соискатель

Pages:     | 1 | 2 ||






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