На правах рукописи

ВЛАСОВ ВЛАДИСЛАВ ВЛАДИМИРОВИЧ ПОВЫШЕНИЕ РАБОТОСПОСОБНОСТИ ШТАНГОВЫХ СКВАЖИННЫХ НАСОСНЫХ УСТАНОВОК ПУТЕМ КОМПОНОВКИ КОЛОННЫ ШТАНГ УСОВЕРШЕНСТВОВАННЫМИ НАГНЕТАТЕЛЯМИ ЖИДКОСТИ Специальность 05.02.13 - УМашины, агрегаты и процессыФ (Нефтегазовая отрасль)

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Уфа-2004 2

Работа выполнена на кафедре Нефтегазопромыслового оборудования Уфимского государственного нефтяного технического университета.

Научный руководитель доктор технических наук, профессор Ишмурзин Абубакир Ахмадуллович

Официальные оппоненты: доктор технических наук, старший научный сотрудник Янтурин Альфред Шамсунович;

кандидат технических наук Вагапов Самат Юнирович.

Ведущая организация: ООО УНефтегазодобывающее управление УфанефтьФ.

Защита состоится У1Ф апреля 2004 года в 10 часов на заседании диссертационного совета Д 212.289.0 при Уфимском государственном нефтяном техническом университете по адресу: 450062, г. Уфа, ул.

Космонавтов, 1.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Уфимского государственного нефтяного технического университета.

Автореферат разослан У1Ф марта 2004 года

Ученый секретарь диссертационного совета Ибрагимов И.Г.

3 ОБЩАЯ АКТУАЛЬНОСТЬ ТЕМЫ Работа посвящена повышению эффективности добычи нефти при значительном содержании в ней механических составляющих, состоящих из разрушенной горной породы или песка, занесенного в скважину в процессе гидравлического разрыва пласта.

Актуальность темы обусловлена тем, что при наличии осложняющих работу насосной установки факторах ее откачивающие возможности полностью не реализуются, а межремонтный период работы скважин значительно сокращается. Поэтому учитывая, что эффективность добычи нефти существенно зависит от работоспособности насоса, необходимо было исследовать степень влияния осложняющих факторов и найти способ их нейтрализации. Способность насосной установки долго и производительно работать - это тот критерий, который определяет эффективность ее работы.

Краткий обзор литературных источников показал, что от работоспособности насоса во многом зависит и работа скважины. Поэтому основное внимание было уделено повышению работоспособности насоса.

Одним из путей решения проблемы повышения работоспособности было предложено использовать нагнетатели в компоновки ШСНУ. Сущность повышения работоспособности ШСНУ путем компоновки колонны насосных штанг нагнетателями жидкости заключается в своевременном удалении осложняющих работу насоса компонентов, таких как песок, вода и другие примеси.

К числу основных проблем, связанных с эксплуатацией ШСНУ путем компоновки колонны штанг нагнетателями жидкости, также относится проблема установления оптимального расстояния между нагнетателями жидкости. Эта проблема тоже требовала своего решения.

В процессе решения поставленных задач было установлено, что добыча нефти ШСНУ путем компоновки колонны штанг нагнетателями жидкости позволяет получать большие отборы жидкости из скважины, а также осуществлять форсированный отбор жидкости для очистки забоя скважины от накоплений механическими примесями; избегать дополнительных осложнений, которые вызываются наличием в ней песка и парафина, искривлением ствола скважины. Постоянный отвод от насоса механических примесей увеличивает работоспособность плунжерной пары и клапанных узлов.

Повышение подачи насосной установки, которое достигается компоновкой колонны штанг ШСНУ нагнетателями жидкости, обусловливает повышение эффективности добычи нефти. Но эффективность только этим не ограничивается. При этом улучшаются другие технологические параметры добычи: очищается забой скважины от засорения механическими примесями, воды. При этом открываются и начинают работать безводные низкопроницаемые пропластки продуктивной толщи, на что указывает уменьшение обводненности продукции.

Как показывают промысловые исследования работы модернизированной ШСНУ на нефтяных месторождениях Башкортостана в 2001-2003 годах, удалось эффективно откачать фильтрат бурового раствора в процессе освоения и жидкость с песком в процессе эксплуатации скважин.

Удалось предотвратить забивание плунжера штангового насоса тяжелым фильтратом бурового раствора, значительно повысить прочность соединительных штанговых муфт и увеличить межремонтный период работы.

Цель работы. Повышение работоспособности штанговой насосной установки в осложненных условиях откачки многокомпонентной продукции в добывающих скважинах.

Задачи исследований 1 Обзор научной литературы, посвященной причинам и последствиям ухудшения фильтрационных свойств породы в призабойных зонах скважин в процессе различных технологических операций и анализ конструктивных недостатков применяемого оборудования в процессе свабирования после бурения и капитального ремонта скважин.

2 Исследование причин низкой эффективности применения стандартной ШСНУ в процессах откачки жидкости с твердыми фракциями.

Исследования причин отказов работы насосно-силового оборудования ШСНУ в процессах откачки многокомпонентных жидкостей в наклоннонаправленных скважинах.

3 Совершенствование технической конструкции ШСНУ методом компоновки колонны насосных штанг нагнетателями жидкости, располагающиеся в колонне насосных штанг в расчетном порядке.

Усовершенствование существующих и разработка новых конструкций нагнетателей жидкости с целью увеличения их прочностных характеристик.

4 Промысловые исследования модернизированной ШСНУ в производстве, анализ повышения производительности насоса, уточнение методики расчета расстояния между нагнетателями жидкости в колонне насосных штанг при откачке бурового раствора и скважинной продукции с песком, а также исследования призабойных зон скважин.

Методы решения поставленных задач. В работе использован комплексный метод исследования, включающий аналитические решения и экспериментальные изучения на скважинах. Весь объем исследований выполнен на добывающих скважинах в процессах их эксплуатации, освоения после бурения и подземного ремонта. Также широко использовались результаты анализов промысловых материалов, которые были получены за время эксплуатации скважин оборудованных ШСНУ.

Основные защищаемые положения 1 Обоснование необходимости разработки нового и усовершенствование существующего оборудования штанговой насосной установки с целью повышения эффективности откачки бурового раствора в процессе освоения после бурения, откачки жидкости с песком и твердыми осадками в процессе эксплуатации скважин и увеличения межремонтного периода работы оборудования.

2 Обоснование необходимости применения и разработка новых конструкций нагнетателей жидкости при эксплуатации ШСНУ в наклоннонаправленных скважинах.

3 Обоснование оптимального расстояния между нагнетателями жидкости в колонне насосных штанг, с целью ликвидации засорения плунжера насоса твердыми осадками, прихвата плунжера в цилиндре и штанг в трубах.

4 Результаты промысловых исследований работы штанговой установки снабженной нагнетателями жидкости, практическое выявление слабых сторон существующих конструкций нагнетателей жидкости, анализ повышения производительности ШСНУ и результаты исследований призабойных зон скважин.

Научная новизна 1 Аналитически установлено, что компоновка колонны насосных штанг нагнетателями жидкости, повышает скорость движения скважинной продукции и способствует созданию режима выноса твердых осадков.

2 Установлена аналитическая зависимость между геометрическими параметрами нагнетателей жидкости и их прочностными свойствами с учетом страгивающей нагрузки и возникающего изгибающего напряжения.

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

Практическая ценность 1 Разработан новый способ очистки призабойных зон скважин от бурового раствора и твердого закупоривающего материала, основанный на применении стандартной штанговой насосной установки, колонна штанг которой снабжена нагнетателями жидкости.

2 Усовершенствованы существующие и разработаны новые, более прочные конструкции нагнетателей жидкости.

3 Дополнительная добыча нефти от применения ШСНУ в компоновке с нагнетателями жидкости в ООО УНГДУ УфанефтьФ за 2002 год составила 580,8 тонн, при хозрасчетном экономическом эффекте 333029,8963 рублей.

Апробация работы. Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались:

- на 52-й, 53-й, 54-й научно-технических конференциях студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ (г. Уфа, 2001, 2002, 2003);

- заседании технического совета ЗАО УЛукойл-АиКФ (г.Когалым, 2001);

- заседании технического совета ООО УНефтегазодобывающее управление УфанефтьФ (г.Уфа, 2002);

- техническом семинаре кафедры НГПО УГНТУ (г.Уфа 2003);

- техническом совете ООО УБашнефтегеофизикаФ (г.Уфа 2003).

Публикации. По материалам диссертации автором опубликованы печатных работ, в том числе 3 статьи и 5 тезисов.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, выводов к каждой главе, заключения, списка литературы, состоящего из 101 наименования и 15 приложений. Работа изложена на 106 страницах, включая 24 рисунка, 9 таблиц, 40 формул, диаграмму и 5 фотографий.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обосновывается актуальность темы диссертации, сформированы ее цель и задачи исследований, приведены основные результаты исследований, научные положения и выводы, выносимые на защиту.

По первой задаче исследования выполнен обзор научной литературы, посвященной причинам и последствиям ухудшения свойств породы в призабойных зонах скважин в процессе различных технологических операций. Проанализированы конструктивные недостатки скважинного оборудования, применяемого в процессе свабирования после бурения и капитального ремонта.

В процессах бурения скважин, цементирования обсадных колонн, освоения и глушения, перфорации, гидравлического разрыва пласта и ремонтно-изоляционных работ происходит проникновение значительного количества рабочих жидкостей в пласт, что приводит к значительному ухудшению фильтрационной характеристики пласта в призабойных зонах скважин и значительному снижению продуктивности нефтяных скважин.

Во время эксплуатации скважин слабая устойчивость коллекторских пород фильтрационному размыву обусловливает разрушение скелета пласта и поступление песка и других твердых частиц на забой скважины. Если скорость потока жидкости в скважине не обеспечивает полного выноса твердых фракций на поверхность, то происходит их накопление, как на забое, так и в полости штангового насоса, образуя при этом песчаную пробку.

Образовавшаяся песчаная пробка частично или полностью перекрывает фильтр нефтяной скважины и создает большое сопротивление потоку жидкости, что равносильно уменьшению величины созданной в скважине депрессии [3].

итературный обзор работ таких авторов, как С.С.Алескеров, Б.И.Аликбеков, С.М.Алиев, В.А.Амиян, А.М.Вагнер, Н.П.Васильева, А.А.Деменко, Л.С.Каплан, Р.М.Курамшин, Г.А.Шлейн, показал, что наибольший эффект от методов очистки призабойных зон скважин, основанных на принципе откачки жидкости, возможен при создании повышенной производительности оборудования за короткий промежуток времени.

В процессе освоения скважин после бурения, хороший эффект от метода свабирования и дополнительный приток жидкости можно получить созданием больших отборов скважинной продукции за короткий промежуток времени. После откачки бурового раствора и появления притока, более приемлемо на некоторое время осуществить форсированный режим работы оборудования, с целью обеспечения более глубокой очистки призабойной зоны скважины от фильтрата бурового раствора и песочных фракций, что положительно скажется на продуктивности скважин.

Стандартным методом свабирования трудно обеспечить повышенную производительность, и начальные дебиты скважин имеют конечную величину. Исследования скважин на Туймазинском месторождении с установкой на забой глубинного манометра показали, что при свабировании как без пакера, так и с пакером величины депрессий на забой не превышают 6-8 кгс/см2, вследствие медленного погружения сваба под уровень жидкости.

Широкое применение в процессах свабирования нашел плунжер, конструкция которого предполагает использование пакера, пружинные перегородки которого выполняют функцию уплотнения зазора между НКТ и плунжером.

Недостатки данной конструкции заключаются в том, что для повышения скорости погружения плунжера под буровой раствор используются дополнительные утяжелители, которые значительно усложняют конструкцию плунжера и вкупе с повышенными силами трения металлических перегородок пакера с НКТ создают дополнительные энергозатраты при подъеме оборудования вверх. Кроме того, в некоторых случаях уплотнительный элемент пакера не гарантирует отсутствия утечек жидкости даже при повышенной силе контакта, вследствие овальности внутренней поверхности насосно-компрессорных труб.

По второй задаче исследования проведены исследования причины низкой эффективности применения ШСНУ в процессах откачки жидкости с твердыми фракциями, песком и бурового раствора. Выполнены промысловые исследования причин отказов работы насосно-силового оборудования штанговой установки, при откачке многокомпонентных жидкостей в наклонно-направленных скважинах.

К проблемам эксплуатации наклонно-направленных скважин штанговыми установками, в продукции которых находятся твердые осадки, песок и буровой раствор относят:

-забивание приемной и нагнетательной ступеней штанговой установки фильтратом бурового раствора в процессе освоения после бурения;

-возникновение повышенных сил трения между плунжером и цилиндром при попадании в зазор песка, вследствие чего - частичное снижение интервала движения плунжера, износ контактирующих поверхностей оборудования и повышенные утечки жидкости;

-оседание всего объема твердых осадков и песка на плунжер насоса во время остановок скважин, что приводит к частичному или полному клину плунжера в цилиндре насоса и прихвату штанг в трубах;