WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

загрузка...
   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 || 3 |

Из рисунка видно, что параметр So* снижается ниже 1,0 на интервалах 180...380 м и 400...800 м. На интервале 180...380 м [ So* 102 ] < 0,4 трение центраторов о стенки НКТ происходит в режиме сухого трения, что может привести к катастрофическому износу и потере герметичности НКТ. На интервале 400...800 м трение происходит в режиме полусухого трения (граничной смазки) 0.4 < [ So* 102] <1, что также является неблагоприятным режимом взаимодействия с точки зрения темпов износа. По промысловым данным, интервалы фактического износа НКТ составили 232…352 м; 472…м; 872…1142 м. Таким образом, расчетные показатели достаточно близко совпадают с фактическими. В интервале 872…1142 м износ произошел за счет потери устойчивости и спирального изгиба штанговой колонны при ходе вниз.

Рисунок 1 – Распределение параметра So* по глубине скв. (по 4 центратора на штанге) Эксперименты по определению темпа износа штанг, муфт и НКТ проводились на стенде ДООО «БашНИПИнефть», моделирующем условия работы пар трения в скважинах. Износу подвергались натурные образцы штанг и труб с созданием соответствующих сил прижатия, скорости и среды взаимодействия. В качестве последней использовались пластовая вода и водонефтяная эмульсия с различным содержанием механических примесей. На рисунке 2 показана зависимость коэффициента трения муфт о трубы от массового содержания мехпримесей в жидкости при обводненности 0…60 % (1) и 60…100 % (2).

Как видно из рисунка, возникает необходимость учета влияния содержания механических примесей путем введения в зависимость (4) дополнительного параметра вида km, где m – массовая доля мехпримесей. Коэффициент k для нефтяной среды в среднем соответствует значению 0,39, а для водной – 0,82. Зависимость (4) приобретает вид c fтр = a So* + b + + km. (4’) 1+ d So* fтр М, % Рисунок 2 – Зависимость коэффициента трения от содержания мехпримесей в среде взаимодействия Для более полной оценки влияния конструкции центратора на темп износа НКТ были проведены сравнительные испытания при одних и тех же режимах нагружения и с одинаковым количеством циклов работы. Результаты исследования износа различных типов центраторов приведены в таблице 1.

Таблица 1 – Результаты испытаний центраторов Параметр Центратор конструкции Центратор конструкции «РИТЭК - техносервис» «КогалымНИПИнефть» Длина контакта, мм 50,0 66,Масса образца НКТ до 2,74 2,испытания, кг Масса образца НКТ по- 2,74 2,сле испытания, кг Износ образца НКТ, г 2,0 0,Диаметр центратора до 56,0 55,испытаний, мм Диаметр центратора 54,9 54,после испытаний, мм Износ центратора, мм 1,1 0,Таким образом, при проведении сравнительных испытаний выявлено, что за 34200 циклов нагружения износ образца НКТ при работе с центратором конструкции «РИТЭК» в 4 раза выше, чем при работе с центратором «КогалымНИПИнефть».

Влияние содержания мехпримесей на скорость износа образцов НКТ при установке центраторов ЗАО «РИТЭК» показано на рисунке 3. Кривые 1, 2, 3 получены при содержании мехпримесей 0; 3 и 5 % масс. Видно, что присутствие мехпримесей в кратное число увеличивает износ НКТ. Кривые на рисунке 2 получены при взаимодействии трущихся пар в пластовой воде.

2,1,0,Время, часы 0% массы 3% массы 5% массы Рисунок 3 – Зависимость степени износа НКТ от времени работы и содержания мехпримесей в среде взаимодействия Для исследования влияния пескопроявления на износ НКТ была проанализирована аварийность 234 скважин ООО «ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь», оборудованных скребками-центраторами конструкции «РИТЭКТехносервис». Исследования проб продукции из этих скважин показали, что основное содержание мехпримесей составляет кварцевый песок, который выносится из пласта; среднее количество мехпримесей составляет 55 мг/литр.

Вынос механических примесей из пласта определяется скоростью фильтрации жидкости преимущественно в призабойной зоне. С ростом депрессии на пласт при прочих равных условиях увеличивается содержание Износ, г прессии на пласт при прочих равных условиях увеличивается содержание взвешенных частиц в добываемой жидкости.

Для установления зависимости количества выносимых взвешенных частиц (КВЧ) от депрессии на пласты АВ1 и ЮВ1 был проанализирован обширный лабораторный материал по содержанию КВЧ в скважинной продукции. Установлено, что до значения депрессии величины порядка 6,0-6,5 МПа количество взвешенных частиц находится в пределах 300 мг/л. При превышении депрессией величины 6,0-6,5 МПа начинается значительно более интенсивный вынос песка из пласта (до 1000 мг/л). Поэтому величину Рпл - Рзаб= 6,0-6,5 МПа можно принять за предельно допустимую депрессию на указанные пласты.

Литологические исследования частиц мехпримесей, оседающих в устьевых пробах жидкости, позволили получить фракционный состав выносимого материала. Наибольшая часть выносимого песка по пластам АВ1 и ЮВрасполагается в диапазоне размеров 0,1…0,2 мм.

Другим важнейшим фактором, определяющим интенсивность коррозионно-механического износа, является содержание сероводорода и углекислого газа в среде взаимодействия трущихся тел.

Механизм усиления коррозии в присутствии сероводорода разнообразен. Исследования зарубежных и отечественных специалистов указывают на деполяризующее действие сероводорода, однако многие исследования указывают, что основное влияние на коррозию оказывают вторичные продукты коррозии - сульфиды железа. Совместное присутствие двуокиси углерода и сероводорода приводит к значительному увеличению темпов коррозии. Работа установленных на колонне штанг центраторов способствует образованию на поверхности насосно-компрессорных труб коррозионных макрогальванопар за счет образования анодных участков в зонах изнашивания.

Нами был проведен регрессионный анализ по ряду скважин, оборудованных УСШН, целью которого было выявление статистической зависимости наработки на отказ от совместного влияния различных факторов. Анализ показал, что на величину наработки оказывают совместное влияние ряд показателей. Регрессионная зависимость описывается уравнением вида N = 61,7 pH – 0,5 V – 11143 + 0,4 CO2 + 14 H2S + 15,8 Fe, (5) где N – продолжительность наработки на отказ, сут; рН - кислотность среды; V - обводненность, %; - плотность жидкости, г/см3; СО2содержание углекислого газа, мг/л; H2S-содержание сероводорода, мг/л; Feсодержание железа, мг/л. Среднее квадратичное отклонение R2 = 0,6, уровень надежности 90 %.

В третьей главе приводится методика прогнозирования осложнений при эксплуатации наклонно направленных скважин путем использования предлагаемой динамической модели и методики прогноза наработки на отказ скважин, оборудованных штанговыми насосами.

Основная цель диагностики осложнений в работе оборудования сводится к расчету выходных параметров (нагрузок, фактической производительности, деформаций и т.д.) при заданных технологических режимах и условиях эксплуатации и сопоставлению этих параметров с допустимыми величинами. Применительно к УСШН диагностирование включает расчет экстремальных нагрузок на оборудование при заданных исходных параметрах (газовый фактор, вязкость среды, кривизна ствола скважины, содержание парафина в нефти и т.д.) и технологическом режиме и сопоставление нагрузок или напряжений в металле штанг с их допустимыми значениями, определенными ГОСТом.

Исследования, описанные в предыдущей главе, позволяют прогнозировать износ путем расчета сил сопротивления и использовании установленной связи между коэффициентом трения и количеством механических примесей в добываемой продукции, а также обводненностью нефти. Совокупность воздействия всех нагрузок на оборудование скважин можно отобразить в динамической модели и построить динамограмму работы насоса, отражающей реальный характер нагрузок. Динамическая модель сводится к системе четырех дифференциальных уравнений, описывающих действие сосре доточенных сил (вес штанг, труб, упругость жидкости и материала, силы трения, инерции и др.).

dV М = К( - х)+ Р Sшт -(Р - Рпр) Sпл h(v)+ Fвес -1 (v - u)+ Fст ;

ш dt du 1 N ж тж = 1(v - u)-2 u + P(Sтр - Sш)- Pу(Sтр - Sшт)+ Fвес ; (6) dt dР 1 N 0 = v h(v)(Sпл - Sшт)- и (Sтр - Sшт);

dt d x v =, d t где Мш – масса колонны штанг, V – скорость движения штанг, t - время, - закон движения точки подвеса штанг, К – обобщенный коэффициент упругости колонны штанг и НКТ, х – перемещение точки подвеса штанг, Р – 1,v давление в жидкости, h(v) =, v – скорость движения колонны штанг 0,v (направление меняется на противоположное), и – скорость движения жидкости, SNшт – площадь сечения штанг на устье, 0 – объем жидкости в НКТ, - сжимаемость газожидкостной смеси, Sпл – площадь сечения плунжера, S шт – площадь сечения штанги, Fж - сила, создаваемая весом жидкости, Ру – вес устьевое давление, Рпр – давление на приеме насоса, F ж - нагрузка от веса вес жидкости,1 и 2 – коэффициенты, зависящие от вязкости жидкости, динамического напряжения сдвига и др., Fст – сила сухого трения,, тж – масса жидкости, Sтр – площадь поперечного сечения НКТ.

Для апробации предложенной модели для ряда скважин были рассчитаны теоретические динамограммы с использованием вышеназванной системы уравнений. Параметры, входящие в уравнения, определялись исходя из условий работы рассматриваемых скважин. Расчетные данные по нагрузкам показали их хорошую сходимость с фактическими показателями (таблица 2).

Таблица 2 – Значения расчетных и фактических нагрузок Номер Технологический режим Вяз- Нагрузка, кН скв. Глубина Диаметр Число Длина кость, Расч. Факт. Ошибка, подвески, насоса, качаний, хода, м мПас % м мм 1/мин 20977 1300 32 2,4 3,0 24,1 3455 3612 4,23394 1300 44 2,4 6,0 15,3 3784 4030 6,20975 1100 44 4,5 2,7 24,1 3617 3840 5,Методика прогнозирования наработки на отказ глубинно-насосного оборудования основана на анализе статистической информации. Обработка статистических данных показала, что с изменением технологических параметров работы УСШН и степени кривизны ствола скважины заметно меняется продолжительность наработки на отказ.

Прогнозируемое значение наработки на отказ (Т) для одной скважины находится как сумма базового (среднего) значения наработки и отклонений наработки отдельно для каждого из параметров:

n Т = Т +, (7) Тi i=где n – количество рассматриваемых параметров.

Влияние параметров определяется путем линейной аппроксимации векторов Y и X1, X2, X3,…Xk, где Y – вектор отклонений наработки от среднего значения наработки выборки, а X1,X2,X3,…Xk – векторы отклонений рассматриваемых параметров от их средних значений.

Вектор Y находится по формуле Yi = y - yi, i = 1…k, где k – количество рассматриваемых скважин;

y – среднее значение наработки для рассматриваемой выборки;

yi – фактическое значение наработки для i-й скважины.

Векторы X1, X2,X3,…Xk определяются аналогичным образом:

Xij = x - x, i = 1…k, j = 1…n, j ji где k – количество рассматриваемых скважин;

n – количество рассматриваемых параметров;

x – среднее значение j-го параметра для рассматриваемой выборки;

j xij – значение j-го параметра для i-й скважины.

В результате аппроксимации отклонений всех параметров получается совокупность линейных уравнений вида Т1 = a1X1 + b Т = a2X2 + b Т3 = a3X3 + b3 (8) LLLLLLL Тk = akXk + bk, где Тk – искомые векторы отклонения наработки, Xk – векторы отклонения параметра от среднего значения, k – количество рассматриваемых скважин.

Подставляя отклонение от среднего каждого параметра Xk в соответствующее уравнение совокупности (9), получается отклонение наработки Тk для каждого параметра. Найденное отклонение наработки Тk подставляется в уравнение (8) и получаем прогнозируемое значение наработки.

Данная методика позволяет косвенно учесть человеческий фактор путем разделения скважин по цехам и вычисления средних значений отдельно для каждого цеха. При сильном отличии наработки на отказ различного скважинного оборудования (УСШН) рекомендуется разделение скважин по типам установок. Прогноз наработки на отказ на основе полученных зависимостей может быть использован для расчета экономической эффективности нового технологического режима отдельных скважин или групп скважин механизированного фонда.

В четвертой главе приведены способы совершенствования технологии эксплуатации наклонно направленных скважин путем разработки технических средств уменьшения износа оборудования.

Разработано устройство для защиты приема штангового насоса, позволяющее в момент его спуска в скважину производить очистку стенок обсадной колонны от смолопарафиновых и иных отложений, а в период эксплуатации выполняет роль песочного якоря.

Показано, что для предупреждения преждевременного износа оборудования наиболее действенным техническим средством являются центраторы со сниженным изнашивающим эффектом насосно-компрессорных труб за счет разработки более оптимальных конструкций и применения соответствующих наполнителей. Разработаны различные типы центрирующей и предохраняющей оснастки НКТ (центраторы, протекторы – центраторы, центраторы с наполнителем). Описание, условия применения и результаты внедрения данного оборудования в ТПП Урайнефтегаз» и ТПП «Лангепаснефтегаз» приведены в диссертационной работе. Для снижения изгибающих напряжений разработана оригинальная конструкция шарнирных соединений (ШС) для штанговых насосов. Шарнирное соединение штанг - прошло промысловые испытания в ТПП «Урайнефтегаз» и ТПП «Лангепаснефтегаз». Испытания устройства проведены в компоновке штанговых колонн в интервалах максимальных искривлений стволов. Места установок и необходимое число шарнирных соединений определялись по данным инклинометрии и режимам работы подземного насосного оборудования. Испытания показали значительное снижение нагрузок на штанговую колонну при использовании шарнирных соединений.

В пятой главе приведены результаты внедрения технических средств для снижения изнашивания глубинной части УСШН.

Нами был проведен анализ факторов, влияющих на темп износа сопрягаемых пар глубинной части УСШН, основным результатом которого явился вывод о том, что только комплексный подход к решению этой задачи может дать ощутимый положительный результат. В связи с этим, при разработке комплекса технических мероприятий по снижению темпов изнашивания глубинно-насосного оборудования на предприятиях ТПП «Урайнефте газ» и ТПП «Лангепаснефтегаз» реализовывался именно этот многоцелевой подход.

В комплекс технических средств и приемов, рекомендуемых для внедрения, входят:

1. Профилактическая очистка забоя при осуществлении текущих ремонтов скважин от скопившихся продуктов разрушения пласта-коллектора и коррозионно-механического разрушения глубинно-насосного оборудования методом депрессионного воздействия (патент на изобретение № 2213847).

Pages:     | 1 || 3 |






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