Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Повышение эффективности эксплуатации штанговых насосных установок в высокообводненных скважинах

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Повышение эффективности эксплуатации штанговых насосных установок в высокообводненных скважинах"

На правах рукописи

КОЧЕКОВ МИХАИЛ АРТЕМЬЕВИЧ

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ШТАНГОВЫХ НАСОСНЫХ УСТАНОВОК В ВЫСОКООБВОДНЕННЫХ СКВАЖИНАХ

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

15ЯНВ 2015

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Уфа-2014

005557640

Работа выполнена на кафедре «Разработка и эксплуатация нефтегазовых месторождений» ФГБОУ ВПО «Уфимский государственный нефтяной технический университет».

Научный руководитель: доктор технических наук, профессор

Ишемгужин Евгений Измаилович

Официальные оппоненты: Шайдаков Владимир Владимирович

доктор технических наук, директор, ООО «Инжиниринговая компания «ИНКОМП-нефть»» Захаров Борис Семенович кандидат технических наук, доцент, генеральный директор, ООО «Экогермет-М»

Ведущее предприятие: ООО «РН-УфаНИПИнефть»

Защита состоится «27» февраля 2015 года в 1400на заседании диссертационного совета Д 212.289.04 при ФГБОУ ВПО «Уфимский государственный нефтяной технический университет»: 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ФГБОУ ВПО «Уфимский государственный нефтяной технический университет» и на сайте www.rusoil.net.

Автореферат разослан «26» декабря 2014 года Ученый секретарь

диссертационного совета 4 Ямалиев В иль Узбекович

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы.

В настоящее время значительная часть крупных месторождений России находится на поздней стадии разработки, характеризующейся высокой обводненностью продукции скважин, равной в среднем 85%. При этом обводнение продукции скважин способствует развитию коррозионных процессов колонны штанг, усиливающих свое разрушительное действие в совокупности с динамическими знакопеременными нагрузками при эксплуатации штанговых сква-жинных насосных установок (ШСНУ). Условия применения ШСНУ и опыт их эксплуатации показывает, что на развитие усталостных для металла штанг процессов (совокупного действия динамических нагрузок и коррозии) влияют различные факторы, приводящие к разрушению и выходу из строя глубиннонасос-ного оборудования. К таким факторам можно отнести обводненность продукции скважин, минерализацию попутной воды, материал колонны штанг, угол наклона ствола скважины (совокупной влияние трения и коррозии), смачиваемость (на периодически работающем фонде, за счёт утечек через насос, либо при наличии сливного клапана), новизну штанг и режим работы привода насосной установки. При этом под смачиванием колонны штанг, скважин, работающих в периодическом режиме подразумевается процесс, возникающий при снижении уровня жидкости в НКТ за счет утечек через насос после остановки привода ШСНУ. Процесс характеризуется растеканием пластовой жидкости по поверхности насосной штанги в газовой среде .

Опыт эксплуатации ШСНУ в ОАО «Сургутнефтегаз» за 2010-2013 годы показывает, что доля обрывов колонны штанг от общего числа отказов составляет 17%. При этом анализ эксплуатации высокообводненного фонда скважин выявил, что большое количество обрывов колонны штанг присуще скважинам, работающим в периодическом режиме, причем основной зоной обрыва является приустьевой интервал. Операция извлечения обрывных штанг — одна из длительных и дорогостоящих, именно поэтому доля обводненного фонда скважин, оборудованных ШСНУ и простаивающего из-за нерентабельности проведения

ловильных работ, вследствие обрыва либо отворота колонны штанг неуклонно растет. Вышеперечисленные проблемы эксплуатации высокообводненного фонда скважин, оборудованных ШСНУ, выявили необходимость решения актуальной задачи более глубокого изучения влияния обводненности на эксплуатационные показатели подземного оборудования в условиях больших зенитных углов наклона ствола скважины и периодического режима работы. Решение данной задачи может способствовать увеличению межремонтного периода подземного оборудования ШСНУ в условиях добычи высокообводненной продукции наклонно направленных скважин и сокращению простаивающего малорентабельного фонда скважин.

Цель работы: разработка технико-технологических решений по повышению эксплуатационных показателей подземного оборудования штанговых насосных установок на высокообводненном фонде скважин.

Задачи исследования:

1 Определение влияния обводненности на рост статистических данных обрывов колонны штанг наклонно направленных скважин, работающих в периодическом режиме.

2 Уточнение эмпирических параметров для нахождения частоты обрывов колонны штанг применительно к условиям высокообводненных наклонно направленных скважин с тангенциальным профилем.

3 Исследование воздействия смачивания приустьевой зоны колонны штанг высокообводненных периодически работающих скважин пластовой водой на рост сети микротрещин поверхностного слоя и обрывы штанг.

4 Разработка технико-технологических решений по увеличению межремонтного периода подземного оборудования высокообводненных наклонно направленных скважин, оборудованных ШСНУ.

Методы решения задач.

Решение поставленных задач осуществлялось путем теоретических исследований и анализа промысловых данных эксплуатации ШСНУ, а также с помощью серии экспериментов на испытательных машинах и диагностических комплексах. При выполнении расчетов и обработке результатов использовалась

современная математическая программа Maple 15, а также аналитические и статистические методы анализа полученной в ходе эксперимента информации.

Научная новизна:

1 Для высокообводненных наклонно направленных скважин с максимальным зенитным углом более 20° и глубиной спуска насосов от 1000 до 1500 м, имеющих тангенциальный профиль ствола, произведена адаптация формулы A.C. Вирновского для нахождения теоретической частоты обрывов колонны штанг.

2 Для расчета места установки центраторов колонны штанг в зоне, прилегающей к насосу, предложено учитывать перепад давления в нагнетательном клапане при ходе плунжера вниз.

3 Установлено, что периодическое смачивание штанг приводит к росту количества и глубины микротрещин, при этом для новых штанг наиболее опасными с точки зрения роста являются микротрещины с глубиной проникновения в металл более 1,1 мм, а для ремонтных — менее 0,44 мм.

Практическая ценность:

1 Разработана на уровне изобретения шарнирная муфта насосных штанг (патент РФ №2499877) планируемая к внедрению для испытания в НГДУ «Нижнесортымскнефть», ОАО «Сургутнефтегаз».

2 Материалы диссертационной работы используются в учебном процессе для решения задач по регулированию режима работы и увеличению межремонтного периода высокообводненного фонда скважин, оборудованных ШСНУ: при чтении лекций, проведении практических и лабораторных занятий по дисциплине «Скважинная добыча нефти», при курсовом и дипломном проектировании со студентами горно-нефтяного факультета УГНТУ по специальности 130503 - «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений».

Основные защищаемые положения:

1 Обоснование влияния обводненности продукции скважин на работоспособность подземного оборудования ШСНУ в наклонно направленных скважинах.

2 Прогнозирование отказов подземного оборудования штанговых насосных установок в высокообводненных скважинах.

3 Технико-технологические решения по повышению эффективности применения штанговых насосных установок на высокообводненном фонде наклонно направленных скважин.

Апробация работы.

Результаты проведенных исследований и основные положения работы докладывались на научно-технических конференциях студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ (г. Уфа, 2010-2012); на Всероссийской научно-технической конференции молодых ученых «Актуальные проблемы науки и техники» (г. Уфа, 2010-2011); на Всероссийской научно-технической конференции «Инновационное нефтегазовое оборудование: проблемы и решения» (г. Уфа, 2010); на научно-технических конференциях молодых ученых и специалистов ОАО «Сургутнефтегаз» (г. Сургут, 2012-2013).

Публикации.

Основное содержание диссертации изложено в 9 печатных работах, в том числе: 2 статьи, 3 тезиса докладов на научных конференциях, 4 патента РФ. Две публикации опубликованы в изданиях, включенных в перечень ВАК.

Структура и объем диссертации.

Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников из 107 наименований и 1 приложения. Текст работы изложен на 132 страницах, включая 44 рисунка и 16 таблиц. Автор выражает благодарность за помощь и внимание к работе всем сотрудникам кафедры разработки и эксплуатации нефтегазовых месторождений Уфимского государственного нефтяного технического университета, участвовавшим в обсуждении диссертационной работы.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность и важность темы диссертации, сформулированы цель и задачи исследований, показана научная новизна, практическое значение и апробация работы.

В первой главе проводится анализ эксплуатируемого фонда ШСНУ в

ОАО «Сургутнефтегаз». Выявлены отличительные особенности конструкции ШСНУ в наклонных скважинах. Произведена оценка химического состава пластовых вод данного региона в сравнении с водами океанской и морской зоны, омывающими морские буровые платформы. Рассмотрена зависимость электрохимической коррозии стали от минерализации, и произведен анализ применяемых в мире способов коррозионной защиты.

Научные основы эксплуатации скважин, оборудованных ШСНУ с балан-сирными станками-качатками, а также основы коррозии промыслового оборудования заложены в работах: А.Н. Адонина; A.C. Вирновского; В.М. Валовского; A.M. Пирвердяна; A.M. Рабиновича; Б.Б. Крумана; K.P. Уразакова; И.А. Чарного; C.B. Наумова; O.A. Сольяшиновой; A.B. Башты; Г.Т. Бахвалова; В.В. Скорчелетти; Г.В. Карпенко; Н.Д. Томашова.

Вопросы коррозии нефтегазопромыслового оборудования сопровождающегося процессами смачивания на примере коррозии морских платформ и обсадных колонн бурящихся скважин подробно исследованы Ф.М. Гаджиевым.

В настоящее время одним из крупнейших фондов скважин, оборудованных ШСНУ, в Западной Сибири обладает ОАО «Сургутнефтегаз». Количество таких скважин в данной компании составляет 8488 скв, в частности в НГДУ «Нижнесортымскнефть» 1061 скв. Распределение фонда скважин, по диаметру плунжера используемого ШГН в ОАО «Сургутнефтегаз» имеет следующий вид (рисунок 1).

6%

49 % .г, «

■ Droi=j8MM

51 %

I Опл=44мм * Опл=32мм ! Опл=28мм

Рисунок 1

4%

— Распределение ШСНУ в ОАО «Сургутнефтегаз» по диаметру плунжера ШГН

Из диаграммы видно, что основную долю составляют насосы диаметрами плунжера 32 и 38 миллиметров, что обусловлено их использованием в основном на среднепроизводительных (с производительностью 10-20 м3/сут) скважинах.

Доля обрывов и отворотов колонны штанг от общего числа отказов ШСНУ в ОАО «Сургутнефтегаз» составляет порядка 19 - 23%, при этом большая их часть (17%) представлена обрывом штанг. Количество данных отказов зависит от множества факторов: от угла наклона ствола скважины; от компоновки колонны штанг; от типоразмера плунжера насоса; от срока службы колонны штанг; от глубины спуска плунжера и от удельного веса добываемой продукции скважины.

Данные статистики отказов подземного оборудования ШСНУ на высоко-обводненном фонде скважин ОАО «Сургутнефтегаз» подтверждают, что большая часть отказов приходится на обрыв колонны штанг, причем замечено, что на периодически работающем фонде скважин основной зоной обрыва является приустьевой участок. Данный факт является одной из причин необходимости более глубокого изучения электрохимической коррозии металла колонны штанг в высокообводненной продукции скважин, сопровождающейся процессами периодического смачивания, и ее влияния на ухудшение прочностных характеристик металла штанг. Сравнительный анализ вероятности коррозионного воздействия на частоту обрывов колонны штанг в приустьевой зоне производился на основании работ Ф.М. Гаджиева, C.B. Наумова и O.A. Сольяшиновой, а также статистики обрывов колонны штанг и полного химического анализа пластовых вод, скважин оборудованных ШСНУ в ОАО «Сургутнефтегаз».

Во второй главе рассмотрено влияние обводненности на наработку подземного оборудования до обрыва, в частности на скважинах, работающих в периодическом режиме, с использованием промысловой информации эксплуатации ШСНУ в ОАО «Сургутнефтегаз». Проведен анализ компонентного состава попутного нефтяного газа и пластовой воды, добываемых на месторождениях рассматриваемого региона, на предмет наличия вероятных источников коррозионного разрушения подземного оборудования ШСНУ.

Анализ конструкции, в частности инклинометрии добывающих скважин эксплуатирующих ШСНУ в ОАО «Сургутнефтегаз», показал, что конструкция таких скважин в интервале до глубин спуска ШГН (составляющих в среднем 1200-1400 м) включает два типа: 1) конструкция с участком только набора кривизны ствола скважины (тангенциальный профиль ствола скважины); 2) конструкция с участком набора и падения кривизны ствола скважины. Рассмотрение 310 скважин, эксплуатируемых с ШСНУ в НГДУ «Нижнесор-тымскнефть» ОАО «Сургутнефтегаз» выявило, что 80,3% всех скважин имеют конструкцию первого типа, соответственно 19,7% относятся ко второму типу, при этом 95% всех скважин имеют участок набора кривизны в интервале 100300 м. Конструкции второго типа имеют аналогичный диапазон набора кривизны и участок спада угла наклона ствола в интервале 600-800 м в 90% случаев. Анализ обрывности колонны штанг за 2010-2013 год показал, что во всех случаях данных отказов конструкция ствола скважины имела первый тип.

НВ-28 НВ-32 НВ-38 НВ-44

участок b 100-300 м

участок d Нсп-200 м

Тело Муфта

2

2 1

1 1

Тело Муфта

2

2 3

6

14

Рисунок 2 - Количество обрывов колонны штанг по элементам, типоразмерам насосов ШГН и участкам ствола скважины

В ОАО «Сургутнефтегаз» наиболее часто применяют двухступенчатую компоновку колонны штанг с соотношением 40% - 3/4" на 60% - 7/8". Представлено распределение обрывов колонны штанг в ОАО «Сургутнефтегаз», НГДУ «Нижнесортымскнефть» и НГДУ «Лянторнефть» в зависимости от типоразмера насоса, участка обрыва относительно ствола скважины и участка колонны штанг, а также места обрыва на данном элементе колонны за 2010-2011 годы (рисунок 2).

Рисунок 3 - Распределение обрывов приустьевой зоны колонны штанг малоде-битного периодически работающего фонда скважин в НГДУ «Нижнесортымскнефть» при различных условиях

По статистическим данным обрывов колонны штанг в НГДУ «Нижнесортымскнефть» за 2010-2013 годы общее количество данных отказов составило

261 обрыв. Замечено, что в 48 случаях обрыв произошел в приустьевой зоне (0-300 м от устья) малодебитного (с производительностью менее 4 м3/сут) периодически работающего (подвергаемого остановке от 1 до 5 раз в месяц) вы-сокообводненного фонда (с обводненностью более 80%). Распределение отказов колонны штанг в зависимости от обводненности продукции скважины (В), наработки до обрыва (14) и элемента обрыва для данной категории скважин представлено на рисунке 3.

На основе исследований статистического материала (представленный в тексте диссертационной работе) получен характер распределения средней наработки колонны штанг до обрыва в зависимости от обводненности продукции скважины, представленный на рисунке 4.

10 30 50 70 90

Обводненность, %

Рисунок 4 - Распределение среднего количества циклов работы колонны штанг до обрыва, периодически работающих скважин в зависимости от обводненности добываемой продукции

Анализ полученного распределения выявил, что с ростом обводненности наработка колонны штанг до обрыва снижается, что, прежде всего, связано с ростом влияния коррозионного воздействия пластовой воды на металл и с увеличением нагрузки на колонну штанг. При значениях обводненности 50-70% наработка колонны штанг до обрыва практически одинакова и имеет низкие значения в связи с совокупным влиянием роста сил вязкого трения вследствие образования водонефтяной эмульсии. Однако при значениях обводненности.

больших чем 75%, при которых образование высоковязких эмульсий не происходит, наработка до обрыва достигает еще меньших значений, вызванных дальнейшим ростом коррозионной активности и нагрузок на колонну штанг.

На основании анализа коррозионной активности компонентов добываемой пластовой воды и нефти выявлено, что на месторождениях Западной Сибири водородный показатель пластовой воды (pH) изменяется от 7 до 7,5, что не относит данные воды ни к кислым, ни к щелочным, при которых возможно выделение коррозионно-опасного СО;. Однако компонентный состав попутного нефтяного газа выявил вероятность возникновения газовой коррозии на поверхности колонны штанг периодического фонда скважин только лишь за счет СО?, который при обводненности продукции скважин более 80% усиливает свое коррозионное воздействие за счет смачивания пластовой водой.

Представленные факторы являются причиной возникновения коррозионного растрескивания материала штанг и муфт и снижения предела прочности на разрыв.

В третьей главе определено влияние режима работы ШСНУ на проектный межремонтный период подземного оборудования высокообводненного фонда скважин. По промысловым статистическим данным выведены эмпирические коэффициенты для расчета частоты обрывов колонны штанг в условиях высо-кообводненных наклонно направленных скважин. Представлена методика расчета места установки центраторов в зоне колонны штанг, прилегающей к насосу, с учетом перепада давления в нагнетательном клапане, возникающего при такте нагнетания.

Для оценки влияния различных параметров на количество обрывов колонны штанг в условиях роста обводненности добываемой продукции и больших углов наклона ствола скважины, имеющих место в условиях Западной Сибири, произведена адаптация формулы A.C. Вирновского для нахождения теоретической частоты обрывов колонны штанг на основе промысловой информации эксплуатации ШСНУ в ОАО «Сургутнефтегаз», НГДУ «Нижнесортымск-нефть». На основании фактических данных динамометрирования и учета средней обводненности рассматриваемого фонда скважин, составляющей 85%, по-

лучено обобщенное выражение для нахождения теоретической частоты обрывов колонны штанг (вывод формулы 1 представлен в тексте и в приложении диссертационной работы)'.

к — величина, характеризующая наклон выпрямляемой в логарифмических координатах кривой Велера.

Основным результатом проведенного расчета по выводу формулы (1) стало определение слагаемых степени, отношения диаметров плунжера и колонны штанг, которые зависят от угла наклона ствола, обводненности продукции скважин и материала колонны штанг.

На основе статистических данных частоты обрывов колонны штанг за 2010-2013 годы в ОАО «Сургутнефтегаз», НГДУ «Нижнесортымскнефть» (представлены в тексте диссертационной работы) произведен расчет коэффициентов к и Ь: к=1,573; Ь=0,0018. Подставив полученные значения в формулу (1), получим выражение для определения теоретической частоты обрывов колонны штанг наклонно направленных высокообводненных скважин:

По результатам проведенных расчетов с использованием полученного выражения осуществлен анализ влияния глубины спуска плунжера насоса, длины хода полированного штока и диаметра плунжера на частоту обрывов колонны штанг.

(1)

где <р - частота обрывов колонны штанг, год"';

0 - диаметр плунжера насоса, м; (I — диаметр колонны штанг, м;

1 — длина колонны штанг, м;

Ъ - безразмерный коэффициент, зависящий от свойств материала штанг;

(2)

Для объективной сравнительной оценки влияния длины хода полированного штока на эксплуатационные показатели подземного оборудования ШСНУ в качестве образца, имеющего длину хода значительно большую (6 м), чем максимальное значение стандартного станка-качалки (3 м), берется длинноходовой цепной привод (типа ПЦ 80-6-1/2).

Рисунок 5 - Изменение частоты обрыва колонны штанг в зависимости от глубины спуска насоса при различных длинах хода полированного штока и диаметрах плунжера

Теоретический подбор длинноходового цепного привода, эксплуатирующегося в условиях наклонных скважин ОАО «Сургутнефтегаз», выявил, что увеличение длины хода полированного штока с 3 м на 6 м привело к уменьшению частоты обрывов штанг в среднем на 40%. При этом зависимость частоты обрывов колонны штанг от глубины спуска насоса носит экспоненциальный характер (рисунок 5).

Определено влияние параметров работы привода и глубины спуска ШГН на проектный МРП подземного оборудования, подчиняющийся закону распределения случайной величины Вейбулла. В качестве выборки берется 10 скважин эксплуатирующихся в НГДУ «Лянторнефть», ОАО «Сургутнефтегаз», при

этом обводненность продукции данных скважин составляет в среднем 82,4%. Исходя из проведенных расчетов, можно сделать вывод о том, что увеличение длины хода полированного штока с 3 на 6 м на высокообводненном фонде скважин приводит к существенно большей вероятности выполнения проектного МРГ1 подземного оборудования в среднем на 24% при прочих равных условиях.

Рассмотрено влияние зенитного угла наклона ствола скважины, диаметра плунжера, диаметра штанг на место установки центраторов в интервале колонны штанг, прилегающем к насосу, для предотвращения возникновения опасных изгибающих моментов. Установлено, что на осевую силу в данном интервале также влияет перепад давления в нагнетательном клапане, возникающий при ходе плунжера вниз и изменяющийся по результатам расчета от 0,1 до 0,06 МПа в зависимости от типоразмера насоса, что не учитывалось ранее при расчетах. Таким образом, при расчете места установки центраторов, в формулу для определения осевой силы, был введен параметр перепада давления в нагнетательном клапане.

Сводный график зависимости расстояния от насоса до места установки центратора в интервале колонны штанг, примыкающем к насосу, при различных зенитных углах и диаметрах штанг с учетом данного перепада давления представлен на рисунке 6.

22

20 18 16 ^ 14

10

8 6 4

у = 69,8 88х"°'ш

, \ Я2 = 0 ,9976

\ V- у= 51 7 ц7*-о.б31

1 \ < • __—- Я2 = 0 ,9637

"Г Г\

4 ; У = 39,6 83х-0,581

■р - - - .. ч ►.. я- = с 1,9858

1 1 з ; |

♦ Ошт=19 мм

Эшт=22 мм

А Ошт=25 мм

10

20 30

а,град

40

50

Рисунок 6 - Сводный график зависимости расстояния от насоса до места установки центратора при различных зенитных углах и диаметрах штанг в интервале расположения насоса

Сущность приведенного расчета заключается в определении наиболее оптимального расстояния до места установки центраторов относительно насоса, учитывая все влияющие факторы с целью ограничения амплитуды изгибающих моментов колонны штанг в зоне расположения насоса и увеличения межремонтного периода глубиннонасосного оборудования скважин, добывающих вы-сокообводненную продукцию. Анализ результатов расчета выявил, что в случае если не учитывать перепад давления в нагнетательном клапане, разница в расчетных данных при прочих равных условиях не превышает 1 м. Установлено, что в условиях наклонно направленных скважин с зенитным углом до 40° максимальный сдвиг центратора относительно насоса не превышает 15 м для различных типоразмеров насосов и штанг.

В четвертой главе рассматриваются результаты лабораторных исследований влияния различных комбинаций периодического смачивания колонны штанг пластовой водой и срока ее службы на усиление коррозионных процессов, развитие сети поверхностных микротрещин и снижение прочностных характеристик штанг в результате моделирования процесса смачивания колонны штанг, присущего периодическому высокообводненному фонду скважин. Выявлено, что на статистические данные обрыва колонны штанг по соединительной муфте ее новизна и условия смачивания не оказывают существенного влияния, однако на прочностные характеристики данного элемента в условиях эксплуатации ШСНУ может повлиять такой фактор, как уменьшение толщины стенок, вызванное силами трения. Разработаны мероприятия и технические средства по ограничению влияния коррозионной среды на колонну штанг и увеличению ее работоспособности в наклоннонаправленных скважинах с тангенциальным профилем, добывающих высокообводненную продукцию. Экспериментальные исследования степени корродирования насосных штанг различной новизны при различных условиях смачивания совместно с дефектоскопией и серией статических разрывов образцов проводились с целью определения влияния рассматриваемых параметров на ускорение роста системы поверхностных микротрещин насосных штанг и ухудшение их прочностных характеристик.

Под смачиванием колонны штанг, скважин, работающих в периодическом режиме, подразумевается процесс, возникающий при снижении уровня жидкости в НКТ (насосно-компрессорные трубы) за счет утечек через насос после остановки привода ШСНУ. Процесс характеризуется растеканием пластовой жидкости по поверхности насосной штанги в газовой среде. Для определения влияния данного параметра и срока службы штанг на статистические данные обрыва колонны штанг проведено моделирование условий смачивания колонны штанг в лабораторных условиях. При этом степень влияния определялась по результатам оценки роста поверхностной коррозии и системы микротрещин на теле насосных штанг. В качестве опытных образцов взяты насосные полуштанги в количестве пяти штук, из них три новые и две ремонтные (прошедшие нормы дефектоскопии после длительной эксплуатации), которые по условию эксперимента помещаются в коррозионную среду с различными условиями смачивания.

Рисунок 7 — Схема лабораторной капсулы с помещенным в него опытным образцом полуштанги

В качестве коррозионной среды выступает воздух и минерализованная вода, имитирующая пластовую воду с минерализацией, соответствующей средним показателям в районах эксплуатации нефтяных месторождений Западной Сибири и равной 23 г/л. Опытные образцы помешаются в лабораторные капсулы. Схема одной из них представлена на рисунке 7. Лабораторная капсула состоит из стального сосуда 6. изолирующего насосную полуштангу 3, и прикрученных с торцов муфт 2 в минерализованной среде, при этом с одного торца капсула глухая, а с другого торца оборудована капсульной пробкой 1, для воз-

можности извлечения образца. Для исключения электрохимической коррозии со стенками капсулы и имитации работы колонны штанг в приустьевой зоне насосная полуштанга изолирована резиновыми кольцами 4 и подушкой 5.

Из работ С. В. Наумова и О. А Сольяшиновой известно, что скорость коррозии материала штанг в водах насыщенных солями хлорнатриевого типа, имеющих наибольшую концентрацию в пластовых водах данного региона, зависит от величины концентрации ионов хлора практически в прямо пропорциональной зависимости при величине более 300 мг/л и длительности нахождения образца более 200 часов. Однако с ростом минерализации вод солями данного типа пик скорости коррозии металла сдвигается в сторону увеличения продолжительности его нахождения в минерализованной воде. Исходя из этого, можно сделать вывод, что в представленном случае периодического смачивания с продолжительностью нахождения в минерализованной воде не более 190 часов, влияния минерализации на скорость коррозии не будет.

Длительность эксперимента составила б месяцев. В течение всего эксперимента раз в месяц производился визуальный осмотр смачиваемых образцов под номерами 1 и 3, а также образца, находившегося в воздушной среде. Измерение степени корродирования штанг производилось визуально по площади поверхности, охваченной продуктами реакции коррозии. Выявлено, что наибольшие повреждения, сопровождающиеся отслоением окислов железа, получила смачиваемая ремонтная насосная штанга, при этом коррозия 100% поверхности имела место во всех остальных образцах практически в равной степени, кроме новой штанги, находившейся в воздушной среде.

Рост глубины проникновения и количество микротрещин фиксировались с помощью электромагнитного дефектоскопа «Вектоскоп-С», при этом дефектоскопия опытных образцов проводилась одновременно после предварительного их скручивания друг с другом и нумерации. В результате дефектоскопии получена дефектограмма всех образцов с возрастающей на ней нумерацией слева направо. Дефектограммы опытных образцов до и после эксперимента представлены на рисунке 8. Сравнительная оценка размеров микротрещин до и после эксперимента показаны в таблице 1.

Таблица 1 — Результаты замера глубины микротрещин до и после эксперимента с помощью дефектоскопа

Номер образца Срок службы образца Условия смачивания Номер дефекта Глубина микротрещины до эксперимента, мм Глубина микротрещины после эксперимента, мм Скорость роста микротрещины, мм/год

1 0,440 0,528 0,176

Ремонт- Смачиваемая 2 0,352 0,440 0,176

ная 3 0,264 0,440 0,352

4 0,176 0,440 0,528

Воздушная среда 1 0,616 0,792 0,352

2 Новая 2 0,528 0,704 0,352

3 0,704 0,704 0

1 1,144 1,496 0,704

3 Новая Смачиваемая 2 1,056 1,056 0

3 0,352 0,352 0

Несмачивае-мая 1 1,408 1,496 0,176

4 Новая 2 1,232 1,232 0

3 0,440 0,440 0

Ремонтная Неемачивае-мая 1 1,232 1,264 0,064

5 2 0,704 0,740 0,072

3 0,440 0,498 0,116

Исходя из полученной в ходе эксперимента информации, выявлено, что смачивание новых насосных штанг, никогда не подвергавшихся циклическим знакопеременным нагрузкам, способствует снижению минимальной пороговой глубины микротрещины, при которой начинается ее рост на 19% и увеличению начальной скорости роста микротрещины на 80%.

Ремонтные насосные штанги, эксплуатировавшиеся на промысле, имеют пороговую глубину микротрещины значительно меньше 0,44 мм, при этом сравнение скорости роста микротрещины для смачиваемого и несмачиваемого образца показывает, что для первого она на 34% больше, чем у второго.

Рисунок 8 - Сравнительная оценка дефектограмм пяти образцов до (сверху) и после (снизу) эксперимента

Таким образом, определено, что процессы смачивания опасны как для ремонтных, так и для новых насосных штанг, при этом для новых наиболее опас-

ными являются микротрещины с глубиной проникновения в металл более 1,1 мм, а для ремонтных — менее 0,44 мм, что связано с большим запасом прочности первого, не нарушенного циклическими знакопеременными нагрузками.

На третьем этапе экспериментов определялись максимальные нагрузки до разрыва на разрывной машине «ИР-500». Результаты экспериментального исследования статического разрыва каждого образца представлены в таблице 2. Таблица 2 — Результаты испытания опытных образцов на статический разрыв

Тело штанги

Образец № 1 Образец №3 Образец №5 Образец №4 Образец №2 (новая, воздушная среда)

Параметр (ремонтная, (новая, (ремонтная, не- (новая, не-

смачиваемая) смачиваемая) смачиваемая) смачиваемая)

Ртах, Т 28,5 30,2 31,6 30,8 35

Йраф, ММ 15 14 18 17 15

Примечание Обрыв по критичной мик- Обрыв по критичной микротрещине

ротрещине

Галгель-квадрат-соедшштельпая муфта

Образец № 1 Образец №3 Образец №5 Образец №4 Образец №2 (новая, воздушная среда)

Параметр (ремонтная, (новая, сма- (ремонтная, не- (новая, не-

смачиваемая) чиваемая) счачиваемая) смачиваемая)

Ртах, Т 32 31,8 31,7 32,6 38

Примечание Обрыв по Обрыв по Обрыв по Обрыв по Обрыв

галтели галтели галтели галтели по галтели

По результатам сравнительной оценки максимальной нагрузки пластической деформации до разрыва (Р„Их) смачиваемой агрессивной пластовой водой новой штанги и аналогичной штанги, находившейся во влажной воздушной среде, данный параметр для первого случая на 13,7% меньше второго за период времени 6 месяцев, при этом сравнение с новой несмачиваемой штангой не производилось в связи с обрывом последней по критичной микротрещине.

Анализ информации, полученной в ходе серии статических разрывов, выявил, что на прочностные характеристики металла влияет как количество, так и глубина проникновения отдельных микротрещин, приводящие к обрыву штанги по критичной (с максимальной глубиной проникновения в металл) микро-

трещине.

Для повышения работоспособности подземного оборудования ШСНУ в условиях добычи высокообводненной продукции наклонно направленных скважин предложены технические решения по оптимизации конструкции колонны штанг. Предложена насосная штанга с винтовым ребром и маслобензо-стойким покрытием (патент на полезную модель РФ №134571), позволяющая надежно удерживать антикоррозионное маслобензостойкое покрытие на теле штанги в наиболее нагруженной приустьевой зоне колонны штанг, защищая ее поверхность от действия коррозионно-активной высокообводненной продукции скважин. Также представлена конструкция насосной штанги (патент на полезную модель РФ №111575), обеспечивающая увеличение коэффициента наполнения насоса высокообводненных наклонно направленных скважин с углом искривления более 25° за счет регулирования частоты собственных колебаний и уменьшения рассогласования хода полированного штока и плунжера насоса. Для исключения воздействия крутящих и изгибающих колонну штанг моментов, усиливающих свои значения с ростом обводненности продукции скважин, предложена конструкция шарнирной муфты насосных штанг (патент на изобретение РФ №2499877). Разработана конструкция двухсекционной соединительной муфты колонны штанг (патент на полезную модель РФ №134981), увеличивающая запас прочности в центральном поперечном сечении, которая, в свою очередь, подвергается наибольшим нагрузкам с ростом обводненности продукции скважин.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1 Выявлено, что для скважин, работающих в периодическом режиме, с ростом обводненности наработка колонны штанг до обрыва снижается, причем при значениях 50 - 70% она практически одинакова и составляет 3-105 - 7-105 циклов, а при обводненности больше 75% наработка достигает 1,5-105-5-105 циклов.

2 Преобразовано выражение A.C. Вирновского для нахождения теоретической частоты обрывов колонны штанг в высокообводненных наклонно направ-

ленных скважинах с тангенциальным профилем, имеющих зенитный угол более 20° и глубину спуска насосов от 1000 до 1500 м.

3 Выявлено, что процессы смачивания опасны как для ремонтных, так и для новых насосных штанг с точки зрения увеличения скорости роста микротрещин, при этом для новых штанг наиболее опасными являются микротрещины с глубиной проникновения в металл более 1,1 мм, а для ремонтных - менее 0,44 мм, что связано с большим запасом прочности первого, не нарушенного циклическими знакопеременными нагрузками.

4 В условиях роста обводненности продукции и зенитных углах наклона ствола скважины от 20° до 40° для исключения коррозионного воздействия на колонну штанг и увеличения ее прочностных характеристик разработаны новые конструкции насосных штанг (патент на полезную модель РФ №134571, патент на полезную модель РФ №111575) и соединительных муфт (патент на полезную модель РФ №134981, патент на изобретение РФ № 2499877).

5 Усовершенствована методика расчета расстояния от насоса до места установки центраторов колонны штанг в интервале, прилегающем к насосу, за счет учета перепада давления в нагнетательном клапане, возникающего при ходе плунжера вниз.

Основные результаты диссертации опубликованы в следующих научных трудах:

1 Кочеков М.А. Установка центратора в приплунжерной зоне насоса с учетом влияния осевой силы возникающей в штанговой колонне при такте нагнетания/ М.А. Кочеков, Р.Н. Якубов // Нефтегазовое дело: электрон, науч.журн.-2013.-№1.-С.205-214.

2 Кочеков М.А. Экспериментальное определение влияния коррозионного воздействия на прочностные характеристики материала колонны штанг при различных условиях смачивания // Нефтегазовое дело: электрон, науч. журн.-2014.-№1 -С.94—113.

3 Насосная штанга: пат. № 111575 РФ / Кочеков М.А. [и др.]; заявитель и патентообладатель УГНТУ; заявл.07.07.2011; опубл. 20.12.2011. Бюл. №35.

4 Шарнирная муфта насосных штанг: пат. № 2499877 РФ/ Кочеков М.А. [и др.]; заявитель и патентообладатель УГНТУ; заявл. 27.04.2012; опубл.27.11.2013//Бюл. № 33.

5 Двухсекционная соединительная муфта колонны штанг: пат. № 134981 РФ/ Кочеков М.А., заявитель и патентообладатель УГНТУ; заявл. 18.06.2013; опубл. 27.11.2013//Бюл. №33.

6 Насосная штанга с винтовым ребром и маслобензостойким покрытием: пат. № 134571 РФ /Кочеков М.А., заявитель и патентообладатель УГНТУ; заявл. 18.06.2013; опубл. 20.11.2013//Бюл. №32.

7 Кочеков М.А. Влияние различных факторов на частоту обрывов колонны штанг в условиях Лянторского месторождения//Актуальные проблемы науки и техники: сб.тр./Н международ, конф. молодых ученых. - Уфа: УГНТУ, 2010. - С.20-22.

8 Кочеков М.А. Анализ обрывов и отворотов колонны штанг на Лянторском месторождении/ М.А. Кочеков., И.Е. Ишемгужин., М.Р. Ситдиков// Актуальные проблемы науки и техники: сб.тр./Ш международ, конф. молодых ученых.-Уфа: УГНТУ, 2011.-С. 52-54.

9 Кочеков М.А Обоснование применения длинноходовых цепных приводов ШГН в ЦДНГ-8, НГДУ «Нижнесортымскнефть», ОАО «Сургутнефтегаз»/ Кочеков М.А., Ситдиков М.Р // Материалы 63-й науч.-техн. конф. студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ .-Уфа: УГНТУ, 2012.-С.363-364.

Формат 60x84 1/16 Тираж 100 экз. Подписано в печать 20.12.2014 г. Заказ №6057 Отпечатано в типографии «АмегаПРИНТ» 450044, г.Уфа, ул. Космонавтов, 3 Тел. 8(347)2163817, www.amegaprmt.ru