CC BY
21
© А.Е. Кучурин, С.Б. Бекетов, 2012
УДК 622.245+622.279.7
А.Е. Кучурин, С.Б. Бекетов
СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНИКИ И ТЕХНОЛОГИЙ ДОБЫЧИ НЕФТИ С ПОМОЩЬЮ СКВАЖИННЫХ ШТАНГОВЫХ НАСОСОВ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ СО СЛАБОСЦЕМЕНТИРОВАННЫМИ КОЛЛЕКТОРАМИ
Разработана конструкция скважинных штанговых насосов, позволяющая снизить давление столба жидкости на нагнетательный клапан и осуществлять безаварийную эксплуатацию скважин.
Ключевые слова: нефть, скважина, штанговый насос, песок.
Значительная часть месторождений нефти и газа Юга России, в настоящее время, находятся на поздней стадий разработки.
Одним из таких месторождений является нефтяное Анастасиевско-Троицкое месторождение, продуктивные пласты которого представлены слабосцементированными песчаниками. При малой обводненности пластов, значительную роль в закреплении песка в продуктивных пластах играла нефть, являясь связующим элементом. В процессе выработки запасов водо-нефтяной контакт (ВНК) поднимаясь, уменьшил эффективную нефтенасы-щенную мощность пласта в различных местах залегания с 16—22 м до 1-5 м, что в значительной мере повлияло на разрушение скелета породы пласта и выносу песка в скважину [1].
Как показывает опыт, песок является причиной абразивного износа глубинно-насосного оборудования (ГНО), что в свою очередь влечет за собой проведение последующих дорогостоящих ремонтов скважин. Поэтому эффективная защита скважин-ного оборудования от абразивного износа является одной из основных проблем при эксплуатации нефтяных
месторождений со слабосцементиро-ванными коллекторами.
Для уменьшения негативного воздействия песка применяют различные способы защиты ГНО. На Анастасиев-ско-Троицком месторождении, начиная с 1976 г. и по н.вр. проводились испытания разнообразных методов крепления призабойной зоны пласта (ПЗП) для защиты ГНО от воздействия песка. Результаты испытаний представлены на рис. 1 [1, 2, 3].
Как видно из рис. 1, в настоящее время для защиты скважинного оборудования от воздействия песка эффективным способом признано крепление ПЗП с помощью полимеризованного проппанта. Однако этот способ обладает рядом недостатков, в частности имеет относительно высокую стоимость.
Кре Цм
Крепление
Противопесочные фильтры
Полимермзова н-ный проппанТ
4-
1376-1530ГГ
2004-нэст.вр.
Рис. 1. Применяемые методы крепления (ПЗП)
Все способы зашиты СШН от абразивного износа можно классифицировать по нескольким группам:
• Удаление механических примесей из флюидов, поступаюших из пласта.
• Предотврашение поступления механических примесей из пласта в скважину.
• Вынос механических примесей из скважин на поверхность.
Первая группа позволяет удалять механические примеси из пластовых флюидов, поступаюших на прием насоса, с помошью фильтрования, в силовом поле и др. способами, при этом механические примеси сбрасываются на забой скважины или в накопительную емкость. Способы зашиты СШН входяшие в первую группу, высокоэффективны в скважинах с непродолжительными во времени залповыми выбросами механических примесей. Такие выбросы, как правило, связаны с изменением технологических параметров работы скважины (запуск после ремонта, технологических остановок, изменение технологического режима работы и т.д.).
Вторая группа позволяет не допустить поступление механических примесей из пласта в скважину с помо-шью крепления ПЗП различными составами, которые имеют ограничение по депрессии до 0,5 МПа и скважин-ными фильтрами [1]. Эффективное действие фильтров зависит от размера поступаюших в скважину частиц. Как правило, эти фильтры зашишают скважину от поступления песка размером более 0.01 мм [4]. Главным недостатком этих способов является -засорение и заиливание глинистыми частицами, поступаюшими из пласта, что влечет за собой снижение производительности скважины вплоть до полной остановки.
Как показывает опыт, способы зашиты СШН первой и второй групп не могут обеспечить надежную работу СШН при эксплуатации скважин на нефтяных месторождениях Юга России со слабосцементированными пластами, находяшихся на поздней стадии эксплуатации.
Способы, обеспечиваюшие эксплуатацию СШН с выносом песка на поверхность, основываются на увеличении скорости восходяшего потока добываемой жидкости на всем пути от забоя до устья за счет выбора оптимального режима эксплуатации, подбора расчетного диаметра насос-но-компрессорных труб (НКТ) и штанг и др, технологических приемов. Скорость восходяшего потока, должна быть не менее, чем в 2.5 раза больше, скорости свободного осаждения пелитовых частиц. На скважинах с низким дебитом не всегда возможно создать условия для выноса песка. В таких случаях применяют подлив нефти или воды в скважину. В 1950-х годах технология подлива жидкости была разработана А.Б. Су-леймановым и с тех пор успешно применяется в нефтедобыче. При подливе жидкости в скважину имеется ряд сушественных недостатков, один из которых - дополнительные затраты энергии на подъем жидкости из скважины [4, 5, 6].
При эксплуатации СШН, наиболее тяжелые условия для работы клапанной пары создаются при добыче нефти из пластов сложенных слабосцементированными горными породами. Под влиянием давления столба жидкости от нагнетательного клапана до устья, пластовая жидкость, содержашая механические примеси, при наличии зазора между седлом и шариком, разъедает их, что приводит к потере герметичности
Рис. 2. СШН для добычи жидкости с механическими примесями
клапана и прекращению подачи жидкости [7].
Авторы работы разработали конструкцию СШН позволяющую снизить давление столба жидкости на нагнетательный клапан и осуществлять безаварийную эксплуатацию скважин с помощью СШН.
На рис. 2 представлена конструкция СШН для добычи жидкости с механическими примесями.
Насос работает следующим образом: после спуска насоса в скважину (на рис. 2 не показана) его узлы занимают положение, показанное на рис. 3. Плунжер 3 занимает крайнее нижнюю точку в цилиндре 1. Шары 6 установлены на седлах 7. Полость плунжера 3 над верхним шаровым клапаном 5 постоянно гидравлически
связана с полостью цилиндра 1 над местом установки уплотнителя 9.
При перемещении плунжера 3 вверх, путем натяжения штанг 10, через уплотнение 9 проходит его верхняя секция, с входом во взаимодействие последующей секции. При этом все шары 6 находятся на седлах 7 и их посадка не сопровождается динамическими нагрузками.
При прохождении последующей секции относительно уплотнения 9 гидростатическое давление воспринимается шаром 6, на седле 7, через канал 8. Шар 6 на седле 7 верхней секции в этом случае выключается от действия гидростатического давления столба пластовой жидкости, в осевом канале труб лифтовой колонны. Аналогично происходит нагружение гидростатическим давлением шара 6 на седле 7 каждой последующей секции плунжера 3 при расположении отверстия 8 над уплотнением 9.
При перемещении плунжера 3 вниз относительно уплотнения 9. происходит отрыв каждого шара 6 от седла 7 в секциях, с обеспечением пропуска жидкости в полость цилиндра 1 над всасывающим клапаном 2 подается внутрь плунжера 3 также через отверстия 8 в каждой секции.
При перемене направления движения плунжера 3 на обратное, происходит закрытие посадка шара 6 на седло 7 нагнетательного клапана 5 в каждой секции, с открытием шара всасывающего клапана 2 с заполнением полости цилиндра 4 пластовой жидкостью. Посадка шара 6 на седло 7 второй и последующей секций происходит без удара и динамической нагрузки.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Жихор П.С., Вартумян Г. Т., Учуев Р.П. Эволюция методов крепления приза-
бойной зоны скважин IV горизонта Анаста-сиевского-Троицкого месторождения. -
Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2010. №6. С. 47-49.
2. Басарыгин Ю.М., Будников Ф.В., Булатов А.И. Теория и практика предупреждения осложнений и ремонта скважин при их строительстве и эксплуатации. Справочное пособие в 6 томах. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003, том 5. - С. 185-189.
3. Аржанов Ф.Г., Маслов, И.И., Репин В. И. и др. Применение противопесочных фильтров в скважинах IV горизонта Ана-стасиевско-Троицкого месторождения. -Нефтепромысловое дело. 1981. №10. - С. 35-39.
КОРОТКО ОБ АВТОРАХ -
4. Пирвердян A.M. Защита скважинного насоса от газа и песка. - М.: Недра, 1986. -С. 67-75.
5. Вердибеков С.И. Эксплуатация газопесочных скважин беструбными глубинными насосами.- Баку, Гостоптехиздат, 1954. - с. 8-22.
6. Адонин H.A. Процессы глубиннона-сосной нефтедобычи. - М.: Недра, 1964. -С. 206.
7. Пирвердян А.М, Адонин A.H. Вопросы гидравлики и работоспособности глубинного насоса. Баку, Азнефтеиздат, 1955. -С. 142. 53S
Бекетов Сергей Борисович - доктор технических наук, профессор СевКавГТУ (г. Ставрополь), КубГТУ (г. Краснодар), почетный работник науки и техники РФ, bsb.gt@rambler.ru Кучурин Алексей Евгеньевич - зав. сектором ООО «НК «Роснефть»-НТЦ»
- РУКОПИСИ,
ДЕПОНИРОВАННЫЕ В ИЗДАТЕЛЬСТВЕ «ГОРНАЯ КНИГА»
РЕЗУЛЬТАТЫ КОММЕРЧЕСКОГО ПРОМЫШЛЕННОГО УЧЕТА ГАЗА С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ЭЛЕКТРОННЫХ КОРРЕКТОРОВ ОБЪЕМНОГО РАСХОДА ГАЗА, ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ДЛЯ ПРИВЕДЕНИЯ ПОТРЕБЛЯЕМОГО ОБЪЕМА ГАЗА К СТАНДАРТНЫМ УСЛОВИЯМ (№889/05-12 от 14.02.12, 6 с.) Волошиновский К.И. — кандидат технических наук, ассистент, Московский государственный горный университет, e-mail: volkir@nm.ru.
Приводятся результаты промышленного учета с помощью электронных корректоров различных фирм производителей, рассматриваемые в качестве результата и образца, для того чтобы составить представление о том, как может выглядеть динамика параметров природного газа, как можно подвергнуть анализу данные, имеющие коммерческое и техническое значение, с тем чтобы в дальнейшем оценить использование и недоиспользование производственных мощностей, экономию или перерасход потребляемого газа, корректность работы измерительных комплексов промышленного учета отдельных датчиков и электронных корректоров, сравнить данные автоматизированного учета и журналов, которые операторы котельных и производственных агрегатов ведут в ручную.
Ключевые слова: промышленный учет, электронный корректор, природный газ.
THE RESULTS OF COMMERCIAL INDUSTRIAL GAS ACCOUNTING BASED ON USING DIFFERENT MICROCHIP ELECTRONIC CORRECTORS, APPLIED FOR CALCULATING AND CONVERTING GAS CONSUMPTION VOLUME TO STANDARD CONDITIONS
Voloshenovskey K.I.
In article adduced the results of industrial gas accounting using electronic correctors of different firm-manufactures. The result data had got as an example for comparing dynamics of methane parameters, how this data having commercial and technical significance can be analyzed, in order to value gas use and unnecessary consumption with industrial equipment resource, to control correct work of measurement systems of industrial accounting with it's sensors, subsystems and electronic correctors, to compare data of automated accounting and hand-lead everyday journals, lead with operators deal with gas consumption monitoring.
Key words: industrial account, electronic proof-reader, natural gas.
