книги / Технологические процессы и технические средства для глубинно-насосной эксплуатации нефтяных скважин

Назовем факторы, приводящие к появлению усилий Fмн и Fмв поршневым эффектом муфты (муфтового соединения). Как уже отмечалось, кроме усилий от поршневого эффекта на муфту действует усилие от жидкостного трения по ее поверхности при перемещении со скоростью ν. Такие же усилия действуют на центраторы и скребки. Расчет усилий от жидкостного трения, на наш взгляд, применительно кданным рассуждениям требует дополнительного рассмотрения и здесь не затрагивается. По аналогии с выражениями (4.3) и (4.4) усилия от

поршневого эффекта для центратора 2 (см. рис. 4.1):

–

при движении штанги вниз

Fцн =

ρж (ν+ uн )2

+ ∆Рц

π

(Dц2 − dшт2

);

(4.5)

2

4

–

при движении вверх

Fцв =

ρж (ν − uв )2

+ ∆Рц

π

(Dц2 − dшт2

) ,

(4.6)

2

4

где ∆Рц – повышение давления перед центратором; Dц –

наружный

диаметр центратора.

Для скребка 1 (см. рис. 4.1):

–

при движении штанги вниз

Fсн =

ρж (ν + uн )2

+ ∆Рс

π

(Dс2. ср − dшт2

);

(4.7)

2

4

–

при движении вверх

Fсв =

ρж (ν− uв )2

+ ∆Рс

π

(Dс2. ср − dшт2

) ,

(4.8)

2

4

где ∆Рс – повышение давления перед скребком; Dс.ср – диаметр скребка, средний по канавкам (рис. 4.3).

211

Рис. 4.3. К расчету поршневого эффекта скребка

Если скребки расположены пакетом из двух или трех, то при перемещении штанги гидродинамическое давление действует только на крайние торцевые поверхности пакета. В то же время гидравлическое сопротивление перетоку жидкости через щель между НКТ и скребками возрастает, соответственно увеличивается и ∆Рс.

Обозначим повышение давления перед или за пакетом из двух скребков через ∆Рс2, из трех ∆Рс3. Тогда для расчета усилий от поршневого эффекта пакета скребков в выражения (4.7) и (4.8) необходимо подставить эти значения повышения давления. Первое слагаемое сохранится тем же, что и для одиночного скребка. Усилие от поршневого эффекта подвижных в осевом направлении скребков приближенно можно считать как для неподвижных, так как, дойдя до упора или в случае заклинивания, они становятся неподвижными.

Число центраторов, скребков или пакетов на них, установленных на отдельной штанге, обычно таково, что расстояние между ними и расстояния от них до соединительных муфт превышает 5–8 диаметров НКТ. В этих условиях можно пренебречь взаимным влиянием при взаимодействии указанных устройств с жидкостью и применить так называемый принцип суперпозиции. Проще говоря, суммарные усилия от поршневого эффекта по всей колонне штанг определяются путем сложения усилий по отдельным элементам.

Рассмотрим определение величин, входящих в формулы (4.3), (4.8). Примем, как это сделано при проведении подобных расчетов в [116, 117], что взаимодействие колонны штанг и установленных на

212

ней устройств с жидкостью в НКТ соответствует установившемуся движению. Такое допущение вполне правомерно, если принять во внимание незначительность, по сравнению с другими, инерционных сил, возникающих в жидкости в реальных условиях работы. Учитывая, что при расчете колонны штанг на прочность важное значение имеют пиковые нагрузки, определение усилий от поршневого эффекта будем вести исходя из максимальных мгновенных скоростей. Жидкость считаем однофазной с нулевым газосодержанием.

Максимальная скорость движения штанги, а следовательно, центратора и скребка

V = πSNс,

(4.9)

где S – длина хода штанги, принимаемая одинаковой с длиной хода плунжера насоса; Nс – число ходов плунжера в 1 с, равное числу качаний балансира.

Пусть средняя подача насоса по жидкости составляет Qж. Тогда среднее значение той части подачи, которая соответствует ходу плунжера вниз,

d		шт	2
Qжн = Qж			,	(4.10)
Dпл
где dшт – диаметр шточка насоса,		принимаемый равным диаметру
штанги; Dпл – диаметр плунжера.

Среднее значение части подачи при ходе плунжера вверх составляет

	= Q	D2	− d 2
Q		пл	шт	.	(4.11)
жв	ж	D2
			пл

Максимальная мгновенная подача для рассматриваемого типа насоса в том и другом случае больше средней в π/2 раз. Тогда, умножая выражения (4.10) и (4.11) на эту величину и поделив на площадь кольцевого пространства между НКТ и штангой, получим:

213

			d			шт	2
uв = 2Qж			Dпл					;	(4.12)
		D2				− d 2
				пл			шт
		D2				− d 2
uв = 2Qж				пл			шт			(4.13)
	D2			(D2			− d	2	)
	пл					тв	шт

Повышение давления ∆Рм перед муфтовым соединением определим по формуле [116]:

	∆Рм = λм	Aмр			ρжνм2	,	(4.14)
		4R	гм	2

где νм – средняя скорость в щели между НКТ и муфтой; 4Rгм – учетверенный гидравлический радиус; Aмр – расчетная длина щели для

муфтового соединения (рис. 2); λм – коэффициент гидравлического трения для щели.

Расход, вызываемый поршневым эффектом муфтового соединения,

Qм =	π	(Dм2 – dшт2)ν,	(4.15)
4

где ν – максимальная мгновенная скорость, определяемая по (9). Скорость νм находим по расходу Qм и площади щели между

НКТ и муфтой:

	νм =	D2	− d 2	ν.
		м	шт		(4.16)
		D2	− D2
		тв	м
	Учетверенный гидравлический радиус для щели между НКТ
	и муфтой
	4Rгм = Dтв – Dм.				(4.17)

214

Число Рейнольдса для ламинарного режима течения в указанной щели

Re =

4Rгмνм

,

(4.18)

м

νж

где νж – кинематическая вязкость добываемой жидкости.

Как показывают расчеты, течение в щели для муфтового соединения, центратора и скребка соответствует ламинарному режиму, для которого согласно [116]

	λм =	96				.		(4.19)
			R eм
	Для центратора
	∆Рц = λц		Aцр		ρжνц2		.	(4.20)
		4Rгц			2

Величины νц, 4Rгц, число Рейнольдса Reц и λц рассчитываются аналогично предыдущему случаю. В формулы (4.14), (4.16) и (4.17) необходимо подставить вместо диаметра муфты Dм наружный диаметр центратора Dц. Расчетную длину скребка центратора принимаем без учета конусных участков по торцам (рис. 4.1).

Для скребка

	∆Рс = λс	Aср		ρжνс2	,	(4.21)
		4R	2
		гс

где νс; 4Rгс; λс – то же, что и в формулах (4.14) и (4.20), но применительно к скребку; Aср – расчетная длина скребка, соответствующая

середине выступов на диаметре Dс.ср (рис. 4.3).

Расход жидкости, вызываемый поршневым эффектом скребка,

Qс =	π	(D2	− d 2	) ν	(4.22)
	4	с.ср	шт

215

Площадь щели между НКТ и скребком складывается из площади канавок скребка в поперечном сечении и кольцевой площади между Dтв и наружным диаметром скребка Dс:

Sс = ∑ Sкс +	π	(Dтв2 − Dс2 ) ,	(4.23)
4

где Sкс – площадь одной канавки скребка.

Скорость протекания жидкости с расходом Qс через щель между НКТ и скребком

νс =	Qс	.	(4.24)
	Sс
Периметр поперечного сечения щели
Пс = (А + 2Б + В)Zкс + πDтв,			(4.25)

где А, Б, В – геометрические размеры в нижней поверхности скребка в плоскости его поперечного сечения; Zкс – число канавок.

Учетверенный гидравлический радиус сечения щели

4R	= 4	Sс	.	(4.26)
гс		Пс

Число Рейнольдса Reс и λс определяются по аналогии с предыдущими случаями.

При наличии двух или трех скребков на теле штанги величина повышения давления примерно удваивается или утраивается, то есть

∆Рс2 = 2 ∆Рс и ∆Рс3 = 3 ∆Рс.

При наличии АСПО на внутренней поверхности НКТ ее диаметр уменьшается до наружного диаметра скребка. Учитывая, что скребок устанавливается на штанге с зазором и имеет возможность в пределах этого зазора смещаться в радиальном направлении, фактически внутренняя поверхность НКТ запарафинивается только до диаметра Dп = Dс + 2δ, где δ – зазор на сторону (см. рис. 4.3). Расчет усилий от поршневого эффекта устройств, а именно – центраторов,

216

скребков, установленных на штанге, при этом принципиально не меняется. Изменяются только значения величин, входящих в расчетные формулы. В формулах (4.12), (4.13), (4.16), (4.17), (4.23), (4.25) необ-

ходимо диаметр Dтв заменить на Dп.

Приведенные теоретические положения, выполненные в соавторстве с Н.В. Гусиным, относятся к конструкции и геометрии центраторов и скребков, представленных на рис. 4.1–4.3. Помимо рассмотренных конструкций, распространение получили центраторы и скребки со специальными прорезями в их теле. В этом случае при расчете учитывается площадь, создаваемая прорезью, что в конечном итоге обеспечит снижение давления ∆Рс или ∆Рц и усилия Fмн´.

4.2. Усилия от поршневого эффекта при наличии муфт, центраторов и скребков, входящих в состав насосной штанги

Результаты для сравнения усилий от поршневого эффекта при наличии муфт, а также центраторов и скребков на теле штанги [119] представлены в табл. 4.1, которая составлена при следующих исходных показателях, а именно: подача насоса по жидкости Qж = 3 м3/сут, плотность ρж = 900 кг/м3, кинематическая вязкость νж = 70 мм2/с, число качаний балансира Nc = 0,1 c–1 , ход плунжера S = 1,8 м, диаметр плунжера Dпл = 28 мм, диаметр штанг dшт = 19 мм, внутренний диаметр насосно-компрессорной трубы Dтв = 62 мм. Центратор и скребки приняты цельными, без прорезей.

Из табл. 4.1 следует, что наибольшее усилие возникает от поршневого эффекта при наличии центраторов и пакетов из скребков как при отсутствии АСПО, так и при наличии АСПО на внутренней поверхности НКТ. При наличии АСПО особенно резко возрастает усилие от поршневого эффекта центраторов. Разница в усилиях при ходе штанги в составе колонны вниз и вверх незначительна, поэтому при малых подачах насоса результаты, исходя из формул (4.12), (4.13), определяющие эту разницу, можно не учитывать. В целом можно сказать, что усилия от поршневого эффекта весьма значительны и их следует учитывать при расчете колонны штанг на прочность.

217

Таблица 4 . 1

Значения усилий от поршневого эффекта при наличии муфт, центраторов и скребков

	Наружный	Рабочаядлина	Приотсутствии			Приналичии
Наименование	диаметрмуфты(Dм),	муфты(lм),	АСПО			АСПО
			навнутренней			навнутренней
устройства	центратора(Dц),	центратора(lц),	поверхности			поверхности
	скребка(Dс),	скребка (lс),		НКТ		НКТ
	мм	мм
			Fн, Н		Fв, Н	Fнзап, Н	Fвзап, Н
Муфта	42	196	0,22		0,21	0,35	0,34
Центратор	50	75	2,54		2,52	20,34	20,32
Скребки:
одиночный	54	40	1,71		1,69	5,8	5,75
набориз2	54	–	3,1		3,1	11,3	11,3
набориз3	54	–	4,5		4,5	16,7	16,7

Для повышения эффективности очистки рабочих поверхностей внутрискважинного оборудования (внутренней поверхности НКТ и наружной поверхности штанг) от АСПО при глубиннонасосной эксплуатации скважины актуально использование штанговращателей и/или амортизаторов [120, 121, 122, 123, 124, 125], а также в особых случаях представляется необходимым применение центраторов и/или скребков с подогревом [126].

При наличии на наружной поверхности штанг и внутренней поверхности НКТ значительных, более 5 мм, асфальтено-смоло-пара- финовых отложений, эффективная очистка указанных поверхностей данного внутрискважинного оборудования от АСПО возможно только на дневной поверхности с использованием специализированного оборудования для осуществления технологического процесса очистки иутилизацииотложений [127, 128, 129, 130, 131, 132].

218

ГЛАВА 5. МАГНИТНАЯ ОБРАБОТКА ДОБЫВАЕМОЙ ЖИДКОСТИ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» И КРИТЕРИИ ЭФФЕКТИВНОГО ИСКЛЮЧЕНИЯ ОСЛОЖНЕНИЙ ПРИ ЕЕ ДОБЫЧЕ

Добыча жидкости на месторождениях нефтегазодобывающих предприятий РФ осуществляется в осложненных условиях; так, например, в ОАО «НК ЛУКОЙЛ» осложненный фонд составил 9965 скважин, т.е. 45,493 % от действующего фондакомпании на01.01.2006 г. [133].

Разбивка осложненного фонда скважин ОАО «НК ЛУКОЙЛ» представлена на рис. 5.1.

Рис. 5.1. Разбивка осложненного фонда вколичестве 9965 скважин ОАО «НК ЛУКОЙЛ» поданнымна01.01.2006 г.: 1 – солеобразующий фонд скважин; 2 – асфальтено-смоло-парафинообразующий фонд скважин; 3 – гидратопарафинообразующий фонд скважин; 4 – коррозионно-активный фонд скважин; 5 – фонд скважин с повышенным содержанием количества взвешенных частиц (КВЧ) вдобываемой жидкости; 6 – фонд скважин

свысоковязкой жидкостью

Поэтому снижение текущих затрат на добычу нефти в осложненных условиях работы нефтяных скважин является первостепенной задачей, подлежащей решению [134].

219

Критерии эффективной магнитной обработки жидкости нефтяных скважин ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь»

ЭксплуатационныйфондООО«ЛУКОЙЛ-Пермь» «НКЛУКОЙЛ» насчитывает более 5 тыс. скважин на 1 июля 2006 г., из числа которых 400 бездействуют [135].

Более 3/4 числа действующих составляет осложненный фонд скважин, проблемный по следующим причинам [134, 135]:

–выпадение солей и гидратов;

–образование АСПО;

–образование высоковязких эмульсий (ВВЭ);

–наличие высокого газового фактора (ВГФ);

–коррозия обсадных колонн и насосно-компрессорных труб;

–наличие механических примесей.

Так, например, в ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь» по состоянию на

1.07.2006 г.:

–выпадение солей и гидратов, наличие механических примесей являлось причиной ухудшения работы нескольких десятков скважин;

–осложнения от АСПО при добыче нефти имели место при работе 3 тыс. скважин;

–работа сотен скважин была осложнена коррозионными процессами и наличием ВВЭ и ВГФ.

В то же время, по результатам выполненных исследований [136], использование химического метода для исключения осложнений от АСПО ряда месторождений ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь» недостаточно эффективно вследствие высокой стоимости химреагентов

иналичия чрезмерных затрат, связанных с поиском высокоэффективных ингибиторов конкретно для каждой нефти. В связи с этим наиболее актуальным является изучение возможностей, которые дает обработка указанных нефтей магнитным полем [137] с использова-

нием технических средств [137, 138, 139, 140, 141, 142, 143].

Для определения конструктивных особенностей технических средств с целью эффективной магнитной обработки жидкостей (нефтей), физико-химические свойства которых изложены в табл. 5.1

ив последующем материале, а именно – на рис. 5.2–5.7, раскры-

220