Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Совершенствование пусковых режимов эксплуатации глубинно-насосных скважин с вязкой парафинистой нефтью

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Совершенствование пусковых режимов эксплуатации глубинно-насосных скважин с вязкой парафинистой нефтью"

УДК 622.276.53

На правах рукописи

005050279

Шайхулов Альберт Максутович

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ПУСКОВЫХ РЕЖИМОВ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГЛУБИННО-НАСОСНЫХ СКВАЖИН С ВЯЗКОЙ ПАРАФИНИСТОЙ НЕФТЬЮ (на примере Чутырско-Киенгопского месторождения)

Специальность 25.00.17 — Разработка и эксплуатация

нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

МАР 2013

Уфа 2013

005050279

Работа выполнена в Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУЛ «ИПТЭР»).

Научный руководитель

- доктор технических наук, профессор Уразаков Камил Рахматуллович

Официальные оппоненты: - Гильманова Расима Хамбаловна,

доктор технических наук, профессор, ГУЛ «ИПТЭР», главный научный сотрудник отдела «Гидродинамическое моделирование технологических процессов в добыче нефти»

— Давлетов Марат Шайхинурович,

кандидат технических наук, Уфимский государственный нефтяной технический университет, старший преподаватель кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

Ведущая организация

— ЗАО «Ижевский нефтяной научный центр» ОАО «Удмуртнефть»

Защита состоится 28 февраля 2013 г. в 1330 часов на заседании

диссертационного совета Д 222.002.01 при Государственном унитарном

предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» по адресу: 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

С диссертацией ГУЛ «ИПТЭР».

можно

ознакомиться

библиотеке

Автореферат разослан 28 января 2013 г.

Ученый секретарь диссертационного совета

доктор технических наук, профессор ~ Худякова Лариса Петровна

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы

Добыча углеводородов в различных регионах России связана с проблемой увеличения доли трудноизвлекаемых запасов нефти. Характерной особенностью разработки месторождений являются повышенные значения вязкости нефти (30 мПа-с и более в пластовых условиях) и содержания парафиновых углеводородов (4...5 % масс, и более). Обводнение добываемой нефти кратно увеличивает вязкость жидкости из-за образования в насосном оборудовании скважин стойких водонефтяных эмульсий обратного типа. При достижении значений эффективной вязкости в колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) порядка 0,01 Па-с и более на баланс нагрузок уже оказывают существенное влияние силы гидродинамического трения.

Повышенное содержание парафина в нефти, с одной стороны, приводит к отложениям асфальтосмолопарафиновых веществ в насосном подъемнике. Отложение асфальтосмолопарафиновых веществ (АСПВ) снижает подачу насосных установок вплоть до полного ее прекращения и увеличивает аварийность оборудования из-за роста нагрузок. С другой стороны, повышенное содержание парафина в нефти вносит дополнительные осложнения в работу скважинного оборудования в период его запуска после вынужденных остановок скважин. Образование в нефти пространственной механической структуры, обусловленной ее тиксотропными свойствами, приводит к появлению дополнительных напряжений сдвига в жидкости и сопротивлений начальному движению колонны штанг. Начальный период запуска оборудования таких скважин сопровождается опережением хода головки балансира при ходе колонны вниз с последующим ударом в точке подвеса при ходе вверх. Такой режим продолжается несколько минут, пока не произойдут разрушение структуры парафиновых углеводородов и снижение сил сопротивления движению колонны штанг. Однако ударные нагрузки на оборудование приводят к обрывам колонны штанг, неред- . ко в этот же период.

Такие проблемы наиболее характерны для месторождений Удмуртской Республики, в частности для Чутырско-Киенгопского месторождения нефти.

Цель работы - повышение эффективности штангово-насосной эксплуатации скважин с парафиносодержащей высоковязкой нефтью на базе изучения ее тиксотропных свойств и создания технологии безударного запуска оборудования.

Для решения поставленной цели были сформулированы следующие основные задачи:

1. Выполнить анализ основных видов и оценить степень осложнений при эксплуатации скважин с вязкими парафинистыми нефтями в рабочих и пусковых режимах работы насосного оборудования;

2. Исследовать скорость и интервалы отложений асфальтосмоло-парафиновых веществ в колонне насосно-компрессорных труб глубинно-насосного оборудования (ГНО), эффективную вязкость обводненной нефти и силу гидродинамического трения в ГНО скважин;

3. Исследовать тиксотропные свойства обводненных парафинистых неф-тей в лабораторных и промысловых условиях и релаксацию напряжений структурированной нефти при запуске установок скважинных штанговых насосных (УСШН) в работу;

4. Разработать технологии борьбы с асфальтосмолопарафиновыми отложениями (АСПО) и безударного запуска УСШН в работу после вынужденных остановок ГНО скважин.

Методы решения поставленных задач

Поставленные в диссертации задачи решены с применением современных методов математической статистики при обработке экспериментального материала. Реологические измерения произведены при помощи приборов «Реотест-2» и капиллярного вискозиметра. Измерения нагрузок на наземное оборудование скважины произведено сертифицированным динамографом «Сиддос-Автомат», а дебитов - автоматизированными групповыми замерными установками АГЗУ типа «Спутник», «ОЗНА-Массомер».

Научная новизна результатов работы

1. Установлены экспериментальные зависимости межочистного периода работы (МОП) скважин Чутырско-Киенгопского месторождения от их дебита, а также толщины отложения АСПВ в верхних участках НКТ от дебита и периода эксплуатации скважины.

2. Получена экспериментальная зависимость эффективной вязкости па-рафинистой осредненной нефти в НКТ от обводненности продукции. Установлено, что осредненное значение эффективной вязкости обводненной нефти в НКТ составляет величину 0,72 от вязкости нефти, замеренной на устье скважины.

3. Выявлена экспериментальная зависимость роста касательных напряжений в парафиносодержащей нефти от периода тиксотропного восстановления структуры и объемного содержания воды.

4. Установлен характер релаксации напряжений в нефти во времени при различных скоростях сдвига после запуска УСШН в работу, показавший короткий (60...150 с) период разрушения кристаллической структуры.

На защиту выносятся:

1. Экспериментальные зависимости скорости образования АСПО в верхних участках ГНО скважин с вязкими парафинистыми нефтями Чутырско-Киенгопского месторождения от дебита скважин и продолжительности работы оборудования;

2. Характеристика структурообразования в парафинистых нефтях повышенной вязкости при остановках скважин и релаксации напряжений в жидкости при запуске УСШН в работу;

3. Технология запуска УСШН в работу после продолжительной остановки скважины, основанная на безударном режиме работы наземного оборудования.

Практическая ценность результатов работы

1. Установлено, что при увеличении содержания парафиновых углеводородов в добываемой нефти с 1,5 % до 6,6 % повышается удельная обрывность

насосных штанг при добыче вязкой нефти Чутырско-Киенгопского месторож-

5

дения в целом с 0,11 до 0,31 1/год из-за образования парафиновых отложений в насосно-компрессорных трубах и повышения аварийности в пусковых режимах работы оборудования.

2. Показан положительный опыт применения штанговых нагнетателей жидкости в скважинах с АСПО с вязкостью до значений порядка 30 мПа-с, снижающих количество отложений.

3. Разработан и испытан в промысловых условиях метод удаления АСПО в скважинах, основанный на реакции с выделением тепла хлористого алюминия в композиции с углеводородным растворителем и пластовой водой.

4. Разработано (патент на изобретение № 2472033 РФ) и испытано на скважине 386 Чутырско-Киенгопского месторождения устройство для безударного запуска УСТ ПН в работу после вынужденного простоя скважины.

Апробация результатов работы

Основные положения и результаты работы докладывались на:

- заседаниях научно-технического совета ОАО «Узеньмунайгаз» НК «Казмунайгаз» (г. Жана Узень, 2003-2004 гг.);

- 2-ой научно-практической конференции «Проблемы нефтегазового комплекса Западной Сибири и пути повышения его эффективности» (г. Когалым, 20-21 декабря 2006 г.);

- Седьмых международных научных Надировских чтениях по проблеме «Научно-технологическое развитие нефтегазового комплекса» (г. Уральск, 27-29 мая 2009 г.);

- заседаниях научно-технического совета ОАО «Удмуртнефть» НК «Роснефть» (г. Ижевск, 2011-2012 гг.).

Публикации

Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 16 научных трудах, в том числе в 1 ведущем рецензируемом научном журнале, рекомендованном ВАК Министерства образования и науки РФ, получены 4 патента на изобретения.

Структура и объем работы

Диссертация состоит из введения, четырех глав, основных выводов и рекомендаций, библиографического списка использованной литературы, включающего 55 наименований. Работа изложена на 110 страницах машинописного текста, содержит 32 рисунка, 14 таблиц.

КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность проблемы, сформулированы цель и основные задачи исследования, определены основные положения, выносимые на защиту, приведены научная новизна и практическая ценность результатов работы.

В первой главе диссертации выполнены анализ основных видов и оценка степени осложнений при эксплуатации механизированного фонда скважин при добыче вязкой парафинистой нефти Чутырско-Киенгопского месторождения.

Добываемые нефти месторождения относятся к категории вязких с высоким содержанием смол, асфальтенов и парафинов (таблица 1). Ухудшенные коллекторские свойства и высокая расчлененность пластов в совокупности с повышенной вязкостью являются причиной низких дебитов скважин, составляющих в среднем 5,6 т/сут. Фонд скважин с УСТТ1Н к 01.01.2012 г. составил 425 ед.

К основным осложняющим факторам при эксплуатации ГНО скважин относятся дополнительный рост вязкости добываемой нефти в связи с обводнением залежей и образованием водонефтяных эмульсий в скважинах, а также отложения АСПВ на поверхности ГНО. Эти факторы приводят к росту сил гидродинамического трения штанг в жидкости, амплитуды нагрузок и снижению межремонтного периода работы (МРП) скважин.

Таблица 1 - Параметры и состав разгазированной нефти Киенгопской площади

Наименование Пласты

Верейский Башкирский Тульский Бобриковский Турнейский

Плотность нефти, рабочие условия сепарации, кг/м3 906,6 883,9 915,0 923,7 911,0

Вязкость нефти, мПа-с 3,40 39,20 118,20 180,00 63,70

Содержание серы, % масс. 2,78 3,03 3,03 2,80 3,00

Содержание смол силика-гелевых, % масс. 23,20 19,84 18,29 14,60 15,55

Содержание асфальтенов, % масс. 7,45 5,51 4,90 5,00 3,45

Содержание парафинов, % масс. 5,60 3,61 3,29 6,60 4,67

На рисунке 1 приведены кривые снижения относительной величины минимальных нагрузок на колонну штанг в скважинах 192 и 324 Чутырско-Киенгопского месторождения во времени по мере отложения АСПВ в НКТ. По оси ординат отложены отношения текущих Рт;п и начальных Ртт(о) значений нагрузок. Отмечено резкое снижение минимальных нагрузок уже в первые 15 сут эксплуатации. В дальнейшем снижение постепенно замедляется и через 25...30 сут нагрузки стабилизируются, а минимальные нагрузки становятся близкими нулю, что приводит к повышенной аварийности штанг.

Анализ толщины отложений АСПВ в верхних участках НКТ при подъеме оборудования показывает наличие просвета между штангами и отложениями порядка 4,5....6,6 мм. Полного запарафинивания НКТ не происходит ввиду рез-

кого повышения скорости жидкости в узкой щели между АСПО и штангами и срыва кристаллов парафина с поверхности отложений.

1.0

р ■

rmm Pmin(0)

0.5

0 5 10 15 20 25 30

сут

Рисунок 1 - Снижение относительной величины минимальной нагрузки на колонну штанг во времени по скважинам 192 (1) и 324 (2) Чутырско-Киенгопского месторождения

Достаточно большой диапазон изменения содержания парафина в нефтях группы месторождений Удмуртской Республики (0,49...9,54 %) дает возможность оценить влияние этого показателя на количество отказов с насосными штангами. Диапазон парафиносодержания в нефтях был подразделен на 4 интервала, %: 0,49...2,50; 2,50...3,50; 3,50...5,50; свыше 5,5. Для каждой группы с количеством скважин в группе 56, 49, 28, 72 и 12 по месторождению было вы-

явлено определенное количество обрывов штанг в год на одну условную скважину.

На рисунке 2 приведена зависимость удельного количества обрывов от содержания парафина в нефти.

Содержание парафина, %

Рисунок 2 — Зависимость удельной частоты аварии штанг в год от содержания парафина в нефти

Рост отказов оборудования также связан с ударными нагрузками на оборудование при запуске УСШН в работу.

Во второй главе диссертации выполнены исследования условий отложения АСПВ и эффективной вязкости обводненной нефти в НКТ УСШН.

На рисунке 3 показана статистическая связь МОП работы скважин с дебитом скважин, полученная на группе скважин с УСШН Чутырско-

10

Киенгопского месторождения. Анализу подверглись 235 скважин с обводненностью 0,10...0,95 д.ед. Видна устойчивая связь снижения межочистного периода с ростом дебита скважины. Однако при достижении дебитов порядка 15.. .20 м3/сут наступает стабилизация МОП. юо Г

МОП, СУТ 80

60

40

20

• • • • • •

•. . ♦ • • •

I : I! ! И'': • ♦ ! . I

ч . 1 • • • .... • ♦ • ♦ ♦ ♦ • • ♦ • • • • • ♦ • « ♦ • •

5,0

10,0

15,0

20

25

30

35

С>. ы /сут

Рисунок 3 - Зависимость межочистного периода от дебита скважины

На ряде скважин месторождения при текущих ремонтах скважин были произведены оценочные измерения толщин отложений АСПВ в верхних трубах колонн НКТ. На основе этих измерений получена экспериментальная зависимость толщины отложения АСПВ от дебита скважин и периода их работы при Я2= 0,89 (В1- величина достоверности аппроксимации):

8 = 0.004Т +

(2Т

2,18(2 + 16,9 !

(1)

где Т- период работы, сут;

б-дебит скважины, м3/сут.

Автором на базе измерения эффективной вязкости обводненной нефти на устье скважины и замеров сил гидродинамического трения при ходе колонны штанг вниз методом динамографирования получена эмпирическая зависимость осредненного значения эффективной вязкости цэ в НКТ от обводненности нефти исследуемого месторождения (Я2= 0,91):

/¿э =/Лг-ехр-(3.46-Л), (2)

где В — обводненность, д.ед.;

/¿нг- осредненная по глубине НКТ эффективная вязкость безводной нефти (33,11 мПа-с).

Формула, связывающая вязкость нефти на устье скважин цу и вязкость нефти в НКТ, при этом имеет вид:

^э = . (3)

На базе полученной формулы (2) рассчитывается сила гидродинамического трения при ходе штанг вниз по формулам, имеющимся в справочной литературе.

В третьей главе диссертации выполнены исследования тиксотропных свойств парафинистых нефтей и роста пусковых нагрузок на оборудование после вынужденных остановок скважин.

В качестве объекта исследований была отобранная проба нефти Чу-тырско-Киенгопского месторождения с вязкостью дегазированной безводной продукции 0,067 Па-с и плотностью 926 кг/м3 в стандартных условиях. Содержание парафина в нефти составляло 5,6 % масс. Целью экспериментов было исследование характера структурообразования и последующей релаксации напряжений в нефти после возникновения течения.

Методика исследований заключалась в следующем. Проба безводной нефти для измерения напряжений сдвига с помощью ротационного вискозиметра «Реотест-2» заливалась в замерную систему прибора, состоящую из концентрически расположенных металлических стаканов. Через 0,5 ч покоя, в те-

12

чение которого предполагалось частичное структурообразование пробы, проводилось включение прибора и определение напряжения сдвига в первый же момент страгивания жидкости. Далее через равные промежутки времени (5 с) производилась фиксация напряжений сдвига в период разрушения образованной структуры.

После стабилизации напряжений производилась остановка прибора на более длительный период. После 2-часового покоя производилось повторное включение прибора «Реотест-2» и фиксировались значения напряжений сдвига в начальный и последующий периоды.

В последующем остановки для тиксотропного восстановления структуры производились через 6,0; 14,5 и 25,0 ч выдержки жидкости в состоянии покоя.

Замеры показаний прибора по крутящему моменту в начальные периоды страгивания жидкостей производились на различных скоростях вращения внутреннего цилиндра. Для этого использовались другие образцы нефти.

Период тиксотропного восстановления структуры имеет примерно одинаковый порядок для нефтей Урало-Поволжья с содержанием парафина 4,5...6,5 % масс. В среднем напряжение сдвига в неподвижной нефти за период 0,5...0,6 ч возрастает в 2,0...2,2 раза. Полное восстановление структуры происходит за 1,0... 1,5 сут и более, что совпадает с характером роста сил гидродинамического трения в реальных скважинах при их простое. Величина начального напряжения сдвига при фиксированном периоде покоя жидкости прямо пропорциональна скорости страгивания.

Зависимость роста напряжений сдвига Ат от периода покоя и обводненности нефти имеет вид (Я2= 0,89):

Дт =-у—--(1-Л)0,52 , (4)

25,43 -(0,0122Г + 0,0138) ^

где Г — период покоя, ч;

В - обводненность, д.ед.;

У - скорость сдвига в жидкости при страгивании, с"1.

На рисунке 4 показан характер разрушения структуры (снижение напряжений) во времени после страгивания и последующего движения жидкости при различных скоростях вращения вала прибора. Видно, что период разрушения структуры и релаксации напряжений зависит от скорости течения и уменьшается с ее ростом.

100

75

Ах, Пя

50

25

50 ЮО 150 200

Т, с

1 - 293 мин'1; 2-81 мин"1; 3-45 мин"1 Рисунок 4 - Характер снижения Дт во времени при различных скоростях

В четвертой главе диссертации приведены результаты опытно-промышленных испытаний технологий борьбы с АСПО и безударного запуска УСШН в работу после вынужденных остановок скважин.

В целях увеличения МОП на ряде скважин Сергеевского, Кушкульского, Узыбашевского месторождений были внедрены штанговые нагнетатели, представляющие собой устанавливаемые через определенные интервалы колонны

\\

л •л

V \ t \\ 1 W 1 ч 3

1 1 К" .i \ i ^ \ Ч Ч \>> 1/ ч N. ■ ч S

штанг проходные поршни с клапанами (рисунок 5). Нагнетатели жидкости устанавливаются в штанговой колонне взамен штанговых муфт с определенным интервалом по высоте. Конструктивно штанговые нагнетатели жидкости выполнены с концентричным или эксцентричным присоединением к штангам. Между этими поршнями в НКТ устанавливались перепускные клапаны.

1 — муфтовая часть; 2 — ниппельная часть; 3 — седло; 4 - шарик; 5 - НКТ

Рисунок 5 — Штанговый нагнетатель жидкости

Поршни ввиду большего в сравнении с откачивающим плунжером диаметра увеличивают подачу насоса за счет некоторого снижения давления при ходе штанг вверх. Поступление дополнительного количества газа в НКТ в совокупности с увеличением подачи насоса увеличивает скорость подъема смеси, уменьшает контакт жидкости с внутренней поверхностью НКТ и вероятность

закрепления кристаллов парафина на поверхности.

15

В таблице 2 и на рисунке 6 приведены результаты внедрения нагнетателей на ряде скважин.

Таблица 2 - Технологические показатели работы скважин с нагнетателями _жидкости__

№ скважины м/сут (2н, т/сут Суточный прирост добычи % воды Ндин > м

ДО после ДО после ДО после ДО после

185 (НП-2) 6,50 14,50 3,20 10,90 +7,70 44,0 12,0 986 780

1594 (НП-1) 12,50 18,30 3,80 8,60 +4,60 69,0 53,0 783 810

142С1(НП-4) 6,00 18,30 3,00 12,80 +9,80 50,0 30,0 - 669

192 (НП-2) 2,90 4,60 1,30 1,70 +0,40 55,0 63,0 850 800

435 (НП-4) 0,80 19,60 0,26 16,40 +16,14 67,5 16,3 режим 779

589 (НП-3) 1,10 0,60 0,89 0,58 отсутствие подачи

436 (НП-2) 1,00 8,30 0,45 6,8 +6,35 55,0 18,0 режим 779

413 (НП-1) 0,20 0,03 отсутствие подачи

¿"£25

о -У н

У 20

85 -в"

й а 15

о я

ая

я

с

ю

а т 2 >о о

ч;

"Л и

Л V г* г —< т ж

'Т г г й "ч ■■пг »-<3 н г1

Нн НН1 'у \

Г— X— т— X— т— 1— т— т— т- V- т— — т- см см см

О о о о о о о о о о о о о о о о о о о

о о о о о о о о о о о о о о о о о о О;

см см см см см см см см см см см см см см см см см см СМ 1

г^ N оо СП оз от О) а> а> О) СП о> о о т- см т—

о о о о о о о о о о о о о о о

см X— ел см со со о см со го со со о т— т— т~!

сч см о т— т— т- см см см см о 1— о о СМ |

Рисунок 6

- Динамика дебита скважины 185 16

Межочистной период в целом по группе скважин увеличился с 39 до 94 сут, практически на всех скважинах получен прирост дебита по нефти. Конструкция показала свою эффективность при значениях вязкости нефти на устье скважин порядка 30 мПа-с. Превышение этой величины приводит уже к существенному росту гидравлических сопротивлений в клапанах нагнетателей и связанных с этим осложнений.

Разработан, испытан и внедрен метод термобарохимического воздействия на призабойную зону пластов с целью ее очистки от АСПО, механических примесей. Метод основан на использовании твердого ракетного топлива АДС-5 с замедлителем горения в качестве термохимического источника для воздействия на ПЗП, а также дополнительного депрессионного воздействия на пласт. Опытно-промышленными работами подтверждены технологическая эффективность и геолого-технологическая безопасность комплексных термобаро-химических технологий для малодебитных скважин Западного Казахстана.

Разработан и внедрен усовершенствованный термобарохимический метод борьбы с АСПО. Метод основан на реакции с выделением тепла хлористого алюминия в композиции с углеводородным растворителем и пластовой водой. Технология позволила периодической закачкой композиции на забой или в за-трубное пространство удалять АСПВ с выделением тепла в количестве 2500 кДж на 1 кг А1С13. Технология внедрена на месторождениях Волго-Уральского региона (Игровском, Арланском, Мельниковском и др.).

Для безударного запуска УСШН в работу после вынужденной остановки скважины автором на уровне изобретения разработано устьевое устройство, представляющее собой цилиндр с поршнем и двумя клапанами разных диаметров (рисунок 7).

Привод насоса скважины 1 осуществляется через полированный шток 2, заканчивающийся вверху клиновым зажимом 3, канаты 4 и 5, связанные с головкой балансира станка-качалки (СК) и проходящие через верхнюю 6 и нижнюю 7 траверсы, а также установленные между ними упорные втулки 8 и 9.

Между верхней траверсой 6 и нижней траверсой 7 размещен упругий торои-

17

дальный элемент 10, заполненный воздухом и имеющий сообщение с атмосферой через шариковые клапаны 11 (выходной) и 12 (входной). Диаметр клапана 12 существенно превышает диаметр подпружинного клапана 11. Через клапан 12 атмосферный воздух входит в герметичную полость упругого элемента 10 при его расширении, а через клапан 11 воздух выходит из элемента 10 при его сжатии. Расширение элемента 10 вследствие увеличенного диаметра клапана 12 происходит быстро, а сжатие из-за малого диаметра клапана 12 - медленно.

Рисунок 7 - Устройство безударного запуска УСПШ Работа устройства происходит следующим образом.

В период хода головки балансира СК вниз из-за сильного торможения колонны штанг в высоковязкой структурированной среде произойдет отставание полированного штока 2 от головки балансира. При этом траверсы б и 7 бу-

дут продолжать движение вниз, а расстояние между зажимом 3 и траверсой 6 будет увеличиваться. Элемент 10, благодаря своей упругости, будет, следуя за зажимом 3, расширяться за счет свободного прохождения воздуха через клапан 12 увеличенного размера. Высота тороидального упругого элемента в разжатом положении выбирается не меньше величины отставания полированного штока от головки балансира при ходе вниз.

По достижению крайнего нижнего положения головка балансира канаты 4, 5 и траверсы 6 и 7 начнут движение вверх. Полированный шток и колонна штанг также сразу начнут движение вверх благодаря тому, что передаваемая нагрузка сжатия на элемент 10 не позволит последнему быстро деформироваться ввиду малого диаметра подпружинного клапана 11 и медленного выхода воздуха из элемента 10.

Таким образом, величина хода вверх штангового насоса будет временно уменьшена, но движение штанговой колонны вверх произойдет уже в безударном режиме. При дальнейшем движении колонны штанг и полированного штока вверх нагрузка сжатия, передаваемая от зажима 3 элементу 10, постепенно вернет к концу хода упругий элемент 10 в сжатое начальное положение за счет выхода воздуха через клапан 12.

При следующем движении колонны штанг вниз произойдет повторное отставание полированного штока 2 от канатной подвески и расширение упругого элемента 10. Ввиду того, что при этом вязкость жидкости за счет разрушения ее структуры после первого движения уменьшится, величина отставания полированного штока 2 от головки балансира также несколько уменьшится. Наконец, наступит момент полного разрушения структуры жидкости в колонне на-сосно-компрессорных труб, и дальнейшая работа установки будет происходить без отставания полированного штока. Упругий элемент 10 при этом будет находиться постоянно в сжатом положении при обоих ходах полированного штока, а траверса б будет передавать нагрузки оборудования траверсе 7 и далее головке балансира через втулки 8 и 9.

Опытно-промышленные испытания устройства проведены на скважине 386 Чутырско-Киенгопского месторождения. В скважину был спущен насос НГН-2-44 на глубину 1208 м. Длина хода полированного штока составила 2,4 м при числе качаний 4,5 мин. Дебит жидкости составил 14 м3/сут с обводненностью 60 %. До остановки скважины нагрузки в точке подвеса колонны штанг составили 12,50 кН (ход вниз) и 30,53 кН (ход вверх).

Остановка скважины была произведена на 2 суток. На рисунке 8 представлена запись нагрузок при запуске с установленным устройством по истечении 30 и 140 с. Видно, что в первом случае наблюдаются некоторые пульсации нагрузок. По истечении 140 с эти пульсации полностью исчезли, однако нагрузка при ходе вниз остается достаточно низкой. В дальнейшем минимальная нагрузка возросла до 11,7 кН.

В период запуска визуально было установлено опережение хода головки балансира на 20...25 см к концу хода вниз. Второй ход балансира привел к опережению порядка 18...24 см. Опережение хода благодаря перемещению поршня в устройстве не приводило к ударной нагрузке.

После 60 с работы СК произвели динамометрирование насоса, показавшее нулевую нагрузку при ходе вниз и отсутствие опережения хода головки ба-

0

Г' .... 0

I--Г-14-1 * 01000 2000 3000 Перемещение шгока (мм)

1000 2000 3000 Перемещение штока (мм)

Рисунок 8 - Динамограммы работы насоса в скважине 386 после 60 и 140 с работы

лансира. После 5 мин работы СК нагрузки приняли практически первоначальные значения (11,70 и 31,12 кН).

Таким образом, устройство показало возможность практического применения предложенного метода.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Анализ условий эксплуатации скважин с УСШН Чутырско-Киенгопского месторождения показал характер и степень осложнений, связанных с отложением АСПВ в подъемнике и образованием механической структуры в парафинистой нефти в период простоев скважин. Установлена связь межочистного периода с дебитом скважины и получена экспериментальная формула для расчета толщины отложения АСПВ в верхних участках НКТ в зависимости от периода эксплуатации и дебита скважины.

2. Лабораторными исследованиями установлена экспериментальная зависимость роста касательных напряжений в жидкости и нагрузок на оборудование от периода остановки скважины и обводненности нефти. Установлен характер разрушения структуры парафинистой нефти, показавший короткий период (60.. .150 с) этого процесса и уменьшение этого периода с ростом скорости сдвига жидкости.

3. Предложена методика и получена формула для расчета осредненной эффективной вязкости в НКТ глубинно-насосных скважин в зависимости от обводненности парафинистой нефти. Для Чутырско-Киенгопского месторождения установлена эмпирическая связь вязкости нефти в НКТ с вязкостью на устье скважины.

4. Для борьбы с отложениями АСПВ предложена и испытана конструкция штанговых нагнетателей, увеличивающих подачу УСШН. На 8 скважинах месторождений Республики Башкортостан получены прирост дебита в среднем на 3,6 м3/сут и увеличение межочистного периода с 39 до 94 сут. Конструкция позволяет повышать эффективность добычи нефти с вязкостью до значений порядка 30 мПа-с.

5. Разработан и внедрен на ряде месторождений Волго-Уральского региона метод удаления АСПВ с применением термобарохимического воздействия. Метод основан на использовании хлористого алюминия А1С1з в композиции с углеводородным растворителем, позволяющего при контакте с пластовой водой выделять тепло, достаточное для расплавления и удаления АСПВ. из призабой-ной зоны пласта и скважины.

6. Разработан, испытан и внедрен на скважинах Республики Казахстан метод термобарохимического воздействия на призабойную зону пластов с целью ее очистки от АСПО, механических примесей. Метод основан на использовании твердого ракетного топлива АДС-5 с замедлителем горения в качестве термохимического источника для воздействия на ПЗП, а также дополнительного депрессионного воздействия на пласт. Опытно-промышленными работами подтверждены технологическая эффективность и геолого-технологическая безопасность комплексных термобарохимических технологий для малодебит-ных скважин.

7. Разработан и испытан на скважине 386 Чутырско-Киенгопского месторождения принципиально новый метод запуска УСШН в работу после остановки скважин, основанный на предупреждении ослабления канатной подвески и появлении ударной нагрузки на оборудование при ходе колонны штанг вверх. Метод позволяет постепенно разрушить структуру парафинистой нефти и восстановить нормальный режим работы УСШН.

Основные результаты работы опубликованы в следующих научных трудах:

Ведущий рецензируемый научный журнал 1. Гарифуллин Ф.С., Шайхулов A.M., Гильмутдинов P.C., Хайбрахма-нов Н.Х., Сайтов И.Р. Повышение эффективности эксплуатации скважин, оборудованных диафрагменными и винтовыми электронасосами // Нефтяное хозяйство. - 2004. - № 8. - С. 84-85.

Патенты

2. Пат. на изобретение в РГКП НИИС Республики Казахстан № 17779. Способ термобарохимической обработки призабойной зоны пласта и устройст-

22

во для его осуществления / М.М. Аглиуллин (РФ), Б.К. Абылханов (PK), A.C. Курмаев (РФ), Б.Т. Сарман (PK), C.K. Кульсариев (PK), А. Мустафаев (PK), А.О. Джаносов (PK), В.М. Абдуллин (РФ), A.M. Шайхулов (РФ), А.Н. Утесинов (PK). Заявлено 15.07.2006; Опубл. 15.09.2006. Бюл. 9.

3. Пат. на изобретение № 2395718 РФ, МПК F 04 В 47/00. Штанговая насосная установка / K.P. Уразаков, Е.П. Масленников, A.M. Шайхулов, Ю.Х. Кутлуяров, Г.Б. Агамалов (РФ). - 2009125898/06; Заявлено 06.07.2009; Опубл. 27.07.2010. Бюл. 21.

4. Пат. на изобретение № 2418941 РФ, МПК Е 21 В 43/00. Скважинная штанговая насрсная установка / K.P. Уразаков, Е.П. Масленников, A.M. Шайхулов, H.A. Романова, А.Р. Буранчин (РФ). - 2010100862/03; Заявлено 12.01.2010; Опубл. 20.05.2011. Бюл. 14.

5. Пат. на изобретение № 2472033 РФ, МПК Е 21 В 43/00. Устройство для запуска глубинного насоса в работу / Е.П. Масленников, A.M. Шайхулов, A.M. Высотских, A.M. Валеев, A.A. Коновалов (РФ). - 2009111175; Заявлено 26.03.2009; Опубл. 10.01.2013. Бюл. 1.

Нормативные документы

6. Стандарт предприятия ОАО «АНК «Башнефть» СТП 03-161-2004 «Технологический регламент по применению методов защиты добывающих скважин от органических и неорганических отложений на месторождениях ОАО «АНК «Башнефть», разрабатываемых ООО «НГДУ Краснохолмскнефть» / P.M. Гилязов, Ф.С. Гарифуллин, C.B. Дорофеев, A.M. Шайхулов, Н.Г. Ахметова, Н.Г. Арсланова, P.A. Сахипова. - Уфа, 2004. - 33 с.

7. Руководящий документ ОАО «АНК «Башнефть»» РД 03-00135-645001-2005 «Временная методика оценки интенсивности образования асфальто-смолопарафиновых отложений и выбор технологий их предупреждения и удаления в нефтепроводах ОАО «АНК «Башнефть» / Ф.С. Гарифуллин, C.B. Дорофеев, A.M. Шайхулов. - Уфа, 2005. - 12 с.

Прочие публикации

8. Вахитов Т.М., Шайхулов A.M., Гарифуллин И.Ш., Кутдусов А.Т., Янтурин P.A. Изменение распределения температуры по стволу скважины при тепловой обработке // Молодые ученые — нефтяной науке Башкортостана. Сб. научн. тр. - Уфа, 2003. - Вып. 114. - С. 123-127.

9. Ишмурзин A.A., Шайхулов A.M. Повышение эффективности эксплуатации скважин, добывающих многокомпонентную продукцию нефтяных скважин // Проектирование и эксплуатация нефтегазового оборудования: проблемы и решения / УГНТУ. - Уфа, 2004. - С. 24-27.

10. Хасанов Ф.Ф., Ишмурзин A.A., Гарифуллин И.Ш., Шайхулов A.M. Результаты внедрения ускорителей потока в подъемной колонне при добыче нефти штанговыми насосами // Научные исследования и практика совершенствования эксплуатации нефтяных месторождений Республики Башкортостан. Сб. научн. тр. - Уфа, 2005. - С. 63-67.

11. Шайхулов A.M., Тукаев А.Ш. Опыт добычи высоковязкой жидкости штанговой установки // Проблемы геологии, геофизики, бурения и добычи нефти. Сб. ст. аспирантов и молодых специалистов. - Уфа, 2005. - С. 89-91.

12. Шайхулов A.M. Проблема запуска штангового насоса в работу в скважинах с парафинистой нефтью // Проблемы нефтегазового комплекса Западной Сибири и пути повышения его эффективности. Сб. докл. Второй научн.-техн. конф. — Когалым, 2006. — Доп. том. - С. 67-70.

13. Шайхулов A.M. Повышение эффективности эксплуатации скважин, добывающих многофазную жидкость // Сб. научн. тр. / ДООО «Геопроект». -2008.-Вып. 110.-С. 56-61.

14. Аглиуллин М.М., Абдуллин В.М., Шайхулов A.M., Дузбаев С.К., Джандосов А.О. Термобарохимический метод обработки призабойной зоны нефтяных скважин и его перспективы для нефтяных месторождений Западного Казахстана // Нефть и газ. Научн.-техн. сб. - 2009. — № 2. - С. 59-66.

15. Уразаков K.P., Шайхулов A.M., Романова H.A. Специальные средства глубинно-насосной добычи высоковязкой нефти // Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. Тез. докл. 9 научн.-практ. конф. (п. Небуг, 15-17 сентября 2009 г.). - 2009. - С. 43.

16. Иванов Г.С., Шайхулов A.M., Хаков А.Р. Интенсификация добычи нефти на основе переинтерпретации данных геофизических исследований скважин в водонасыщенных пластах // Научн.-техн. вестник ОАО «НК «Роснефть».-М., 2011.-№3.-С. 31-33.

Фонд содействия развитию научных исследований.

Подписано к печати 23.01.2013 г. Бумага писчая.

Заказ № 10. Тираж 100 экз.

Ротапринт ГУП «ИПТЭР». 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

Текст научной работыДиссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Шайхулов, Альберт Максутович, Уфа

Содержание

Введение..................................................................... 4

1 АНАЛИЗ ОСНОВНЫХ ВИДОВ ОСЛОЖНЕНИЙ

ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ЧУТЫРСКО-КИЕНГОПСКОГО

МЕСТОРОЖДЕНИЯ ВЯЗКОЙ ПАРАФИНИСТОЙ

НЕФТИ................................................................... 8

1.1. Текущее состояние разработки месторождения и основные физико-химические свойства добываемой продукции............ 8

1.2. Основные виды и степень осложнений эксплуатации насосного фонда скважин при отложениях асфальтосмолопарафиновых веществ в подъемниках................................................... 23

1.3. Проблемы запуска насосного оборудования

после вынужденных остановок и простоев скважин............... 27

Выводы по главе 1........................................................ 33

2. ИССЛЕДОВАНИЕ ИНТЕНСИВНОСТИ ОТЛОЖЕНИЙ АСФАЛЬТОСМОЛОПАРАФИНОВЫХ ВЕЩЕСТВ И ЭФФЕКТИВНОЙ ВЯЗКОСТИ ОБВОДНЕННОЙ НЕФТИ В НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫХ ТРУБАХ ГЛУБИННО-НАСОСНЫХ СКВАЖИН......................... 35

2.1. Влияние дебита и периода эксплуатации скважин на толщину отложения асфальтосмолопарафиновых веществ на стенках насосно-компрессорных труб.......................................... 35

2.2. Методика определения осредненной эффективной вязкости обводненной парафинистой нефти в колонне насосно-компрессорных труб добывающих скважин......................... 46

2.3. Расчет гидродинамического трения колонны штанг о жидкость в скважине с отложением асфальтосмолопарафиновых

веществ..................................................................... 50

Выводы по главе 2....................................................... 54

Таблица 1.1- Характеристика фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пластов

Параметр Показатели Башкирский Верейский Визей-ский Башкирский Верейский Визей-ский Турней-ский Турнейский

Чутырская площадь Киенгопская площадь Рудинский участок

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

Общая толщина, м Среднее 45,90 6,80 34,20 46,30 6,80 13,76 32,67 68,42

Коэф.вариации 0,126 0,227 0,650 0,135 0,227 0,421 0,762 0,145

Интервал изменения от 12,15 2,35 2,79 15,42 2,35 1,59 1,60 46,4

до 59,94 12,54 113,17 61,78 12,54 34,55 52,50 96,4

Эффективная нефтенасыщенная толщина, м Среднее 8,37 3,05 5,60 9,36 2,80 4,11 6,54 18,98

Коэф.вариации 0,617 0,437 0,598 0,622 0,437 0,788 0,670 0,801

Интервал изменения от 0,030 0,160 0,082 0,050 0,160 0,056 0,440 0,400

до 27,30 7,68 20,30 26,55 7,68 15,06 18,90 68,00

Эффективная газонасыщенная толщина, м Среднее 2,40 4,31 - 3,59 4,31 - - -

Коэф. вариации 0,812 0,217 - 0,646 0,217 - - -

Интервал изменения от 0,05 0,97 - 0,05 0,97 - - -

до 14,20 7,86 - 11,68 7,86 - - -

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

Эффективная водонасыщенная толщина, м Среднее 19.65 2,50 20,25 17,34 2,50 8,73 19,39 47,00

Коэф вариации 0,327 0,691 0,518 0,429 0,691 0,518 0,708 0,248

Интервал изменения от 0.08 0,07 1,64 0,06 0,07 0,18 0,36 2,40

ДО 35,98 8,15 53,13 33,27 8,15 26,84 58,24 83.60

Коэф песчанистости, д ед Среднее 0,576 0,740 0,740 0,525 0,740 0,670 0,640 0.760

Интервал изменения от 0,012 0,122 0,020 0,012 0,122 0,052 0,052 0,250

до 1,000 1,000 1,000 1,000 1,000 1,000 1,000 1,000

Коэф расчлененности, д ед Среднее 6,3 2,8 5,2 6,3 2,8 4,3 3.2 5,5

Интервал изменения от 2 1 1 2 1 1 1 2

до 9 4 9 9 4 9 9 12

Проницаемость, мД Среднее 103,3 161.8 432.3 168,0 217,0 192,8 153,9 128,1

Коэф вариации 10,200 9,320 1,920 8,220 7,450 2,430 2,130 2,322

Интервал изменения от 1,050 1,900 0,040 1,050 1,910 0,004 0,004 0,004

до 720,00 1500,00 762,00 727,00 1500,00 4538,08 1221,90 327,00

Пористость, д ед Среднее 0,16 0,16 0,18 0,17 0,16 0,16 0,13 0,07

Коэф вариации 0,710 0,610 0,560 0,680 0,720 0,530 0,749 1,132

Интервал изменения от 0,0900 0.0900 0.0015 0.0900 0,0900 0,0020 0,0010 0.0020

до 0,310 0,280 0,326 0,310 0,310 0,330 0,248 0.233

Нефтенасыщенность, д ед Среднее 0,70 0,58 0.86 0,80 0,69 0,81 0,83 0,90

Коэф вариации 0,380 0,550 0.157 0,370 0,100 0,139 0,229 0,096

Интервал изменения от 0.35 0,22 0.46 0,40 0,64 0,47 0,24 0.57

до 0,85 0,85 0,87 0,92 0,77 0.92 0,94 0,97

Разработка месторождения ведется в соответствии с «Проектом разработки Чутырско-Киенгопского месторождения», «Дополнениями к проекту разработки Чутырско-Киенгопского месторождения с бурением горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов по Чутырской и Киенгопской площадям».

В соответствии с утвержденными вариантами проектных документов на Чутырско-Киенгопском месторождении выделено 4 эксплуатационных объекта: верейский, башкирский, яснополянский и турнейский, разрабатываемых самостоятельными сетками скважин.

Начиная с 1992 года значительно снизились темпы роста обводненности. За последние 10 лет рост обводненности достиг лишь 3,2 % и составил в среднем 0,3 % в год. За последние 4 года темп роста обводненности увеличился до 0,55 % в год.

Месторождение находится в III стадии разработки.

По состоянию на 01.01.12 г. общий фонд месторождения составил 1457 скважин, в т.ч. 898 - нефтяные, 406 - нагнетательные и 63 - специальные. Характеристика фонда скважин в целом по месторождению представлена в таблице 1.2.

Добывающий эксплуатационный фонд в целом по месторождению составляет 825 скважин, из них действующих - 700 (или 85 %), в бездействии находятся 125 скважин. Кроме того, 45 скважин ликвидированы и 73 скважины находятся в консервации. Все скважины механизированы и по способу эксплуатации распределены достаточно равномерно: установки электроцентробежных насосов (УЭЦН) - 398 скважин, установки скважинных штанговых насосов (УСШН) - 425, 2 скважины эксплуатируются установками скважинных винтовых насосов (У1ПВН).

Таблица 1.2 - Состояние фонда скважин месторождения

№ п/п Наименование Характеристика фонда скважин Количество скважин

1 2 3 4

Пробурено 1244

Переведены под закачку 320

Переведены в другие категории 48

Переведены из нагнетательных 22

Всего 898

в том числе:

1 Фонд добывающих швн 2

скважин эцн 398

шгн 425

из них действующие 700

бездействующие 125

в освоении после бурения -

в консервации 73

ликвидированные 45

Пробурено 112

Переведены из добывающих 320

В отработке на нефть -

Переведены в добывающие 22

Переведены в другие категории 5

Фонд Всего 406

2 нагнетательных

скважин в том числе:

под закачкой 376

бездействующие 27

в освоении после бурения -

в консервации 3

ликвидированные 45

- электротепловой обогрев ГНО;

• обрыв штанг

- эксплуатация с меньшим числом качаний (наземная оптимизация);

- внедрение цепных приводов;

- своевременное обновление фонда штанг;

- организация входного контроля на новые и ремонтные штанги;

- применение НКТ увеличенного диаметра в скважинах с высокой вязкостью эмульсий;

• АСПО в клапанах

- промывки ГНО растворами ПАВ;

- промывки ГНО растворителем АСПО;

- внедрение глубинных насосов специального исполнения.

Что касается фонда УЭЦН, то наибольшее влияние на работу насоса оказывают механические примеси. За 2011 год по этой причине отказало 15 установок. Коррозия является достаточно существенной проблемой. По этой причине в течение 2011 года отказало 11 установок.

Отказы УЭЦН также происходят по причине АСПО, низкого динамического уровня из-за несоответствия параметров по жидкости скважины и насоса, выработки ресурса, высокого газового фактора, повреждения кабеля, утечек в ГНО, устьевой арматуре и др.

Причиной частых отказов на скважинах с обводненностью 35...65 % служит образование высоковязких эмульсий в глубинном насосе.

Физико-химические параметры нефти и газа Чутырско-Киенгопского месторождения, полученные во ВНИГНИ и Гипровостокнефть, представлены в таблицах 1.3 - 1.5.

В [49] выполнена классификация углеводородов при выборе методов их добычи. Показано, что нефти в диапазоне значений вязкости менее 0,04 Пас условно относятся к категории легких и вязких, в диапазоне 0,04...0,72 Па-с - к высоковязким и при вязкости более 0,72 Па-с -

Таблица 1.5 - Состав и свойства газов Киенгопской площади Чутырско-Киенгопского месторождения

Параметры при однократной сепарации Пласты

Верейский Башкирский Тульский Бобриковский Турнейский

Плотность газа, кг/м3 1,205 1,377 1,301 1,335 1,195

Содержание компонентов, % мольн.:

сероводород - - 0,05 - 0,30

углекислый газ 0,51 0,37 0,53 0,35 1,30

азот +редкие 71,19 52,20 86,04 78,73 95,69

в т.ч. гелий 0,068 0,013 0,09195 0,0694 0,0283

метан 10,84 12,36 0,90 1,95 0,82

этан 6,27 11,66 2,01 5,18 0,19

пропан 6,41 11,31 3,72 6,72 0,37

изобутан 1,21 2,48 1,32 1,35 0,21

н-бутан 2,19 4,66 2,20 1,75 0,33

изопентан 0,71 1,75 1,40 1,19 0,32

н-пентан 0,67 1,36 0,90 0,82 0,19

гексан - 1,55 0,76 1,56 0,24

гептан + высшие - 0,31 0,11 0,49 0,04

Организация, проводившая исследования, - Трест «Удмуртнефтеразведка» КФ ВНИГНИ, ин-т «Гипровостокнефть».

Согласно ряду исследований [11, 13, 31, 38], вязкость обводненной нефти, замеренная на устье скважин Чутырско-Киенгопского месторождения, в среднем составляет около 0,220 Пас. В некоторых случаях вязкость обводненной нефти достигает 0,48 Па-с и более. Такие значения эффективной вязкости увеличивают амплитуду нагрузок на колонну насосных штанг и снижают МРП скважин [37, 38] на 20.. .30 %.

В процессе отложения АСПВ уменьшение просвета в верхних участках НКТ в еще большей степени увеличивает гидродинамическое трение штанг о жидкость и амплитуду нагрузок в точке подвеса колонны.

Отложение парафина на внутренней стенке колонны насосно-компрессорных труб начинается на глубине, соответствующей температуре начала кристаллизации парафина. По мере движения жидкости вверх толщина твердых отложений все более увеличивается и в самом верхнем сечении НКТ имеет максимальное значение. Сужение проходного сечения НКТ в значительной мере увеличивает силу гидродинамического трения штанг в жидкости.

Если рассчитывать силу трения на отдельных участках НКТ с линейно сужающимся проходным сечением, величина FxpH будет изменяться по степенному закону. Сужение проходного сечения НКТ на 30.. .70 % приводит к многократному росту силы гидродинамического трения.

Суммарная сила трения, действующая по всей длине колонны штанг, будет определяться интегральной величиной. При образовании парафина проходной диаметр НКТ в случае линейного профиля отложения будет меняться по закону [38]:

RT =RT +K(L-L0), (1.1)

где К - коэффициент, определяемый опытным путем;

L - текущая глубина НКТ;

L0 - глубина начала отложения парафина.

1,0

• 1ШП

гшп(О)

о 5 ю 15 20 25 30

сут

Рисунок 1.4 - Снижение относительной величины минимальной

нагрузки на колонну штанг во времени по скважинам 192 (1) и 324 (2) Чутырско-Киенгопского месторождения

Анализ аварийности штанг по Чутырско-Киенгопскому месторождению показывает, что обрывы колонн по фонду скважин с отложениями АСПВ происходят на 30...40 % чаще в сравнении с общим фондом.

1.3. Проблемы запуска насосного оборудования

после вынужденных остановок и простоев скважин

Остановки ГНО скважин с высоковязкой нефтью создают существенные проблемы при запуске оборудования. Образование тиксотропной структуры в жидкости, в особенности содержащей парафиновые фракции углеводородов, приводит к сильному торможению штанговой колонны при ходе вниз, ослаблению канатной подвески и возникновению ударов при ходе вверх [7]. Нередко обрывы штанговых

Ударный режим работы обычно приводит к обрыву колонны штанг либо в первые же минуты после пуска УСШН в работу, либо в ближайшие дни из-за появления микротрещин в металле материала штанг и их быстрого развития при циклических нагрузках. В [38] это показано на примере скважин НГДУ «Южарланнефть», запущенных в работу после остановок из-за появления аварийных ситуаций с колоннами насосных штанг (таблица 1.6).

Таблица 1.6 - Параметры эксплуатации скважин НГДУ «Южарланнефть»

№ СКВ. Обводненность Дебит до обрыва штанг, т/сут Режим откачки Количество отработанных суток после пуска в работу

глубина спуска насоса, м число двойных ходов, 1/мин длина хода, м диаметр насоса, мм

3019 0,62 46 912 6,0 3,0 56 2,00

3227 0,65 21 809 6,5 3,5 56 0,04

3711 0,69 23 900 7,0 3,0 56 8,00

Из таблицы 1.6 видно, что количество проработавших суток скважин после остановок составило от 0,04 до 8,00 сут. В скважине 3227 обрыв колонны штанг произошел практически в первые же минуты запуска УСШН в работу. Сильное торможение колонны штанг при ходе вниз приводило к опережению хода головки балансира. При обратном ходе балансира станка-качалки вверх колонна штанг все еще продолжала медленно перемещаться вниз. По достижении четверти хода балансира станка-качалки вверх происходил большой силы удар в тот момент, когда колонна штанг достигала крайнего нижнего положения. В этой связи колонна штанг обрывается в первые же минуты работы УСШН.

Запуск скважин Аделяковского месторождения также сопровождается существенными осложнениями вследствие структурообразования в жидкости и роста ее эффективной вязкости.

На ряде скважин месторождения были произведены сравнительные анализы минимальных нагрузок на оборудование до и непосредственно после остановок. В таблице 1.7 сведены данные по режимам работы УСШН и

29

замеренным нагрузкам на оборудование. В основном, фонд скважин месторождения оборудован невставными насосами НСН- 44.

Таблица 1.7 - Данные по нагрузкам на штанги ГНО скважин Аделяковского месторождения

№ СКВ. Глубина спуска, м Нагрузки до остановки, кН Нагрузки после запуска, кН

р 1 шах Р . 1 ГТ11П р А гпах Р 1 1П1П

8608 1000 38,90 13,90 41,00 9,10

8611 1100 40,20 4,20 42,00 0

8619 1200 41,00 5,00 46,00 1,50

8647 1000 37,90 13,80 38,90 14,00

8652 960 36,00 12,90 41,00 9,80

8657 956 42,10 8,10 50,00 2,00

8656 1200 37,00 14,00 41,00 11,00

8660 1077 36,50 13,50 36,00 9,00

8662 1066 36,10 14,10 37,20 8,50

8665 967 35,80 13,80 35,00 11,00

Видно, что остановки скважин приводят к снижению минимальных и увеличению максимальных нагрузок, к росту амплитуды напряжений в штангах и развитию аварийных ситуаций. Особенно сильное изменение претерпевают минимальные нагрузки за цикл (скважина 8611) ввиду существенной зависимости этих нагрузок от гидродинамического трения.

Вынужденные остановки скважин снижают, в целом, межремонтный период работы скважин по Аделяковскому месторождению в среднем на 6 %.

В [6, 7] показано, что при эксплуатации обводненных скважин с высоковязкой нефтью были зафиксированы случаи роста вязкости водонефтяной эмульсии в НКТ после обрыва штанг. Работающее оборудование, с одной стороны, предупреждает расслоение смеси в трубах, с другой, продолжает эмульгировать нефть муфтовыми соединениями штанг. Сильное проявление такого эффекта наблюдалось при глубоких обрывах штанговых колонн. Запись динамограмм показывает кажущуюся нормальную работу ГНО. Формы динамограмм показывают наличие

продолжение таблицы 2.1

№ п/п № СКВ. L обводненность (в долях) Q фактический, •5 (м /сут) Т МОП (сут)

56 376 0,20 6,00 42

57 384 0,94 10,00 44

58 189 0,17 7,00 41

59 485 0,80 1,00 84

60 486 0,93 1,00 95

61 479 0,95 5,00 56

62 477 0,94 2,00 76

63 829 0,95 5,00 56

64 194 0,30 20,00 27

65 208 0,95 3,00 67

66 776 0,95 6,00 53

67 484 0,90 8,00 46

68 550 0,60 2,00 59

69 716 0,90 17,00 36

70 185 0,95 10,00 45

71 186 0,87 8,00 45

72 639 0,95 22,00 34

73 49Р 0,68 30,00 25

74 173 0,70 6,00 43

75 555 0,50 6,00 40

76 953 0,25 2,00 59

77 565 0,23 8,00 38

78 445 0,16 3,00 54

79 585 0,95 3,00 67

80 405 0,30 3,00 51

81 709 0,04 3,00 59

82 873 0,95 10,00 45

83 485 0,94 9,00 46

84 785 0,95 7,00 50

85 482 0,95 9,00 46

86 850 0,10 14,00 34

87 419 0,86 8,00 44

88 483 0,95 8,00 48

89 575 0,60 15,00 30

90 890 0,15 4,00 50

91 556 0,75 10,00 38

92 560 0,85 15,00 36

93 2565 0,13 20,00 29

94 620 0,30 5,00 43

95 369 0,70 25,00 27

96 ' 371 0,56 4,00 46

97 741 0,92 7,00 49

98 435 0,12 4,00 51

99 884 0,95 4,00 61

продолжение таблицы 2.1

№ п/п № СКВ. Ь обводненность (в долях) 0 фактический, (м3/сут) Т МОП (сут)

100 268 0,07 7,00 43

101 1533 0,10 11,00 37

102 914 0,55 19,00 45

103 430 0,56 7,00 39

104 770 0,80 12,00 37

105 909 0,95 14,00 40

106 1209 0,94 15,00 39

107 1235 0,90 19,00 34

108 338 0,95 12,00 42

109 2518 0,94 14,00 40

110 735 0,95 19,00 36

111 1214 0,95 14,00 40

112 340 0,80 18,00 32

113 2519 0,65 30,00 25

114 242 0,14 12,00 35

115 1216 0,25 8,00 37

116 821 0,95 9,00 46

117 943 0,90 11,00 41

118 597 0,90 5,00 54

119 398 0,03 4,00 50

120 399 0,15 5,00 46

121 871 0,90 26,00 31

122 982 0,90 5,00 54

123 987Г 0,10 8,00 41

124 990 0,90 19,00 34

125 381 0,95 20,00 35

126 382 0,95 18,00 37

127 535 0,95 16,00 38

128 324 0,90 17,00 36

129 313 0,15 13,00 33

130 493 0,89 5,00 53

131 491 0,95 5,00 56

132 495 0,90 20,00 34

133 494 0,89 14,00 38

134 1204 0,95 22,00 34

135 9003 0,85 18,00 34

136 444 0,94 12,00 42

137 406 0,95 8,00 48

138 320А 0,95 15,00 39

139 1240 0,95 1,00 96

140 1229 0,90 17,00 36

141 385 0,18 9,00 37

142 2517 0,11 20,00 30

143 500 0,01 20,00 32

144 501 0,95 14,00 40

колонны НКТ. Значения толщины ёф наносились на график (рисунок 2.3) ее зависимости от периода работы скважины (таблица 2.2).

Т. сут

Рисунок 2.3 - Связь между толщиной отложения АСПВ и периодом работы скважин

Для удобства обработки на рисунке 2.3 проведена кривая 1, выше которой расположились все опытные точки. Кривая 1 описывается зависимостью:

8п = 0,004Г2. (2.3)

Кривая 1 явилась базовой для отсчета дополнительной толщины АСПВ , поскольку ниже ее отложения не зависят от дебита. Таким образом, можно записать:

бф=б0+АЗ. (2.4)

Дополнительную толщину определяли из соотношения:

А 8 = /{0)Т,

(2.5)

где ДО) - функция, которую необходимо установить экспериментально и которая зависит от дебита О.

Таблица 2.2 - Опытные данные по толщине отложений АСПВ

№ п/п № СКВ. 0 т) Т МОП Д(5 в, д.ед.

1 80 3 0,115 18,0 51 2 0,30

2 74 6 0,210 9,0 43 2 0,70

3 75 6 0,200 30,0 40 6 0,50

4 58 7 0,280 13,0 41 1 0,17

5 24 11 0,270 4,0 34 1 0,25

6 28 15 0,330 30,0 29 10 0,50

7 92 15 0,400 20,0 36 8 0,85

8 72 22 0,295 14,0 34 4 0,95

9 8 22 0,305 6,5 26 2 0,45

10 147 23 0,39 31,0 27 12 0,22

11 73 30 0,360 22,0 25 8 0,68

12 150 34 0,375 27,0 23 10 0,60

Рисунок 2.4 - Зависимость функции /(О) от дебита скважин

На рисунке 2.4 приведен график этой функции, полученный из таблицы 2.2. Этот график описывается формулой при Я2 = 0,92, где Я2 - величина достоверности аппроксимации:

/{0) =---• (2.6)

2.180 + 16.9 1 ;

Таким образом, обобщенная формула для расчета толщины отложения

запишется (Я2 = 0,89):

8 = 0,004Т2 +--. (2.7)

2.180 + 16,9 4 7

Необходимо отметить, что влияние обводненности на величину 3 незначительно, поскольку (таблица 2.2) скважины имели большой диапазон обводненности (0,17...0,95).

Формула (2.7) отличается от известных исследований в этой области, в частности В.П. Тронова [35] и С.Ф. Люшина [52], тем, что учитывает период эксплуатации Т (сут) скважины после полной очистки НКТ от отложения парафина. В этих исследованиях получены зависимости интенсивности отложения парафина от скорости движения газожидкостной смеси в НКТ.

В [28] показано, что характер распределения парафиновых отложений в НКТ не зависит от их диаметра, что согласуется с полученными результат