автореферат диссертации по машиностроению и машиноведению, 05.02.13, диссертация на тему:Совершенствование технических средств для добычи нефти винтовыми насосными установками при проявлениях песка и газа

На правах рукописи

ОРЕКЕШЕВ СЕРИК САРСЕНУЛЫ

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ ДЛЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ ВИНТОВЫМИ НАСОСНЫМИ УСТАНОВКАМИ ПРИ ПРОЯВЛЕНИЯХ ПЕСКА И ГАЗА

Специальность 05.02.13 - «Машины, агрегаты и процессы*? (Нефчегазовая отрасль)

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Уфа-2005

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

Научный руководитель доктор технических наук, профессор

Султанов Байрак Закиевич.

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор

Нугаев Раис Янфурович; кандидат технических наук, доцент Давыдов Александр Юрьевич

Ведущая организация Уфимское комплексное научное отделение

ООО «Ко1 алымНИПИнефть»

Защита диссертации состоится «29» июня 2005 года в 11-00 на заседании диссертационного совета Д 212 289 05 при Уфимском государственном нефтяном техническом университет по адресу: 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1.

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

Автореферат разослан « » мая 2005 года. Ученый секретарь

Закирничная М.М

В^^ »/¿¿глея,

3

Актуальность темы

В процессе эксплуатации нефтяных скважин в стволе образуются песчаные пробки, которые в ряде случаев доходяг до интервалов перфорации эксплуатационной колонны и приводят к снижению дебита, а в ряде случаев к полному прекращению поступления жидкости из пласта. Особенно интенсивно процесс образования песчаных пробок происходит на месторождениях нефти, продуктивные горизонты которых представлены слабосцемептированными песчаниками и глино-песчанистыми горными породами. Необходимость промывки песчаных пробок создает проблемы технического характера, связанные с необходимостью проведения монтажно-демонтажных работ, а также с необходимостью применения специального оборудования для промывки ствола скважины. Кроме этого, процесс образования пробок и последующие работы по их ликвидации приводят к снижению добычи нефти и снижают экономическую эффекшвнос1ь добычи неф ги скважинными штанговыми насосами

Снижение эффективности работы скважинных штанговых насосов связана также с действием попутного газа на процесс наполнения цилиндра насоса в ходе работы насосной установки. Еще более нежелательным являются случаи прорыва газа из пласта в межтрубное пространство в процессе эксплуатации скважины В этом случае происходит выброс газожидкостной смеси из межтрубного пространства на поверхность, что приводит к экологическим загрязнениям окружающей среды на промысловых территориях. При наличии сероводорода в попутном газе выбросы газа и жидкости приводят к поражению живых организмов, создают взрывоопасную обстановку в районах добычи нефти на больших площадях.

Целый ряд мелких нефтяных месторождений при эксплуатации в осложненных условиях вызывают необходимость разработки более совершенных технических средств эксплуатации месторождений и совершенствования эксплуатации скважин механизированным способом. К таким месторождениям нефти, в частности, относится нефтяное месторождение Камысколь Южный, расположенный в восточной части Атырауской области. Наиболее существенные проблемы возникают при эксплуатации скважин штанговыми плунжерными насосами В первую очередь это связано с тем, что продуктивные пласты сложены сла-босцементированными песчаниками и глинистыми песками. В результате вместе с пластовой жидкостью в скважины поступает песок, который вызывает образование пробок как в стволе скважины, так и в узлах насосной установки В ре-

зультате возникает необходимость системфт«йСда1йщ|0ЯКЙ*Я1§>$ин и удаления

БИБЛИОТЕКА }

ос,пта! .........• » £

песчаных пробок. В ряде случаев эффективность эксплуатации скважин Платовыми насосами осложняяется при газовыделениях из пластовой жидкости. Снижается коэффициент наполнения насоса и к.п.д. насосной установки. При эксплуатации винтовых насосных установок поступление газа на прием насоса вызывает образование газовых шапок, что приводит к снижению подачи насоса и к перегреву резиновой обкладки статора. Кроме этого, возникает необходимость борьбы с экологическими проблемами при газопроявлениях в процессе добычи нефти штанговыми насосами.

Цель диссертационной работы: создание новых технических средств и технологий экологически безопасной эксплуатации нефтяных скважин, проду-циирующих жидкости с большим содержанием песка и с возможным проявлением газа.

Задачи диссертационной работы:

Для решения проблемы добычи нефти при проявлениях песка и газа были сформулированы следующие задачи:

1 Анализ известных и опубликованных материалов по вопросам борьбы с песком и газом при добыче нефти в нефтяных регионах как России, так и Казахстана Ознакомление с проблемами добычи нефти на конкретном нефтяном месторождении для выработки стратегии и тактики решения проблемы на конкретном примере.

2 Теоретические исследования закономерностей транспортирования нефти в подъемных трубах и стволе скважины для установления наиболее оптимальных режимов 1ечения потока жидкости с большим содержанием песка.

3 Промысловые экспериментальные работы по сравнительной эффективности работы насосных установок различных типов и сопоставление полученных результатов по выносу песка из скважин при добыче нефги.

4 Разработка технических средств добычи нефги с максимально возможной эффективностью выноса песка из скважины для предотвращения образования песчаных пробок в нефтяных скважинах.

5 Разработка и совершенствование технических устройств для газоотвода из межтрубного пространства для предотвращения выбросов скважинных флюидов при эксплуатации скважин с открытой задвижкой на выкиде из эксплуатационной колонны.

Методы решения поставленных задач

Поставленные в диссертационной работе задачи решались проведением теоретических и промысловых исследований процессов выноса песка из скважин

при различных режимах их эксплуатации различными насосными установками Расчетная часть выполнена с привлечением математической модели с использованием персональной электронно-вычислительной техники и соответствующего программного обеспечения.

Научная новизна

В диссертационной работе представлены научно обоснованные методы определения интенсивности выноса псска в зависимости от технико-технологических условий эксплуатации скважин. Показано, что вынос песка при пульсации потока жидкости существенно снижается, так как в период застоя для страгива-ния потока требуются затраты дополнительной энергии для преодоления инерции покоя. В результате снижается эффективность выноса песка. Установлены закономерности оседания песка в зависимости от размеров частиц и вязкости жидкости.

Для выноса песка из эксплуатационной колонны впервые предложено снабжать насос хвостовиком малого диаметра, нижний конец которого оборудуется сепаратором для улавливания песка крупных размеров, и устанавливать его нижний конец в районе перфорации эксплуатационной колонны.

Практическая ценность работы

1 Разработаны технические средства (хвостовики малого диамефа, снабженные песочными сепараторами в нижней части) для оснащения винтовых насосных установок с поверхностным приводом для эффективного выноса песка из скважин при добыче нефти в осложненных условиях.

2 Разработано устройство для сброса из межтрубного пространства сква-жинного флюида при газопроявлениях как при использовании плунжерных, так и винтовых насосов.

3 Разработано устройство для отсоса газа из межтрубного пространства с использованием инжекторов, устанавливаемых на нагнетательной линии насосной установки.

Реализация работы

1 Хвостовики малого сечения, оснащенные в нижней части песочными сепараторами для улавливания песка крупного размера, внедрены при эксплуатации скважин винтовыми насосными установками типа УНВП на нефтяном месторождении «Камысколь Южный» ТОО «Эмбаведьойл» ОАО «Эмбамунайгаз»

2 Технические устройства для сброса скважинного флюида из межтрубного пространства в нагнетательный коллектор внедрены при эксплуатации сква-

жин плунжерными и винтовыми насосными установками на нефтяном месторождении «Камысколь Южный» ТОО «Эмбаведьойл».

Апробация результатов диссертационной рабо! ы

Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на семинарах, научно-технических конференциях и советах, в том числе'

- научно-технической конференции по экологии, АИНГ (Атырау, 1997);

- Международной научно-технической конференции «Актуальные проблемы Волго-Уральской нефтегазоносной провинции» (Уфа, 2001);

- Международной научно-технической конференции «Экология и нефтегазовый комплекс» (Атырау, 2004);

- втором Международном семинаре-совещании «Инновационная технология развития нефтяной и газовой промышленности», АИНГ' (Атырау,2004);

- Всероссийской конференции «Новоселовские чтения», УГНТУ (Уфа, 2004 г.);

- на Всероссийской научно-технической конференции «Проекшрование и эксплуатация нефтегазового оборудования: проблемы и решения», УГНТУ (Уфа,2004).

Публикации

Основные результаты диссертационной работы изложены в 12 печатных работах в том числе в 6 статьях и в 6 тезисах по докладам на международных и республиканских научно-технических конференциях

Объем и структура работы

Диссертационная работа состоит из введения, пятя глав и основных выводов. Работа изложена на 116 страницах машинописного текста, содержит 32 рисунка, 10 таблиц, список литературы из 94 наименований и включает три приложения.

Автор выражает благодарность за помощь в работе научному консультанту профессору Чердабаеву М.Т., а также сотрудникам ТОО «Эмбаведьойл» за поддержку, доброжелательное отношение и помощь в проведении промысловых исследований.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении дано обоснование актуальности темы диссертационной работы, сформулированы научная новизна, практическая ценность работы и ее реализация

В первой I лаве проанализированы условия эксплуатации нефтяных скважин, продуциирующих флюиды с высоким содержанием песка и осложненных проявлениями газа в процессе добычи нефти.

В первой главе также представлен обзор работ по эксплуатации песочных скважин, осложненных высоким газожидкостным фактором Выявлено, что вопросы по борьбе с образованием песчаных пробок и вредным проявлением попутного газа требуют дальнейшего развития и совершенствования.

В результате анализа опубликованных работ сформированы цель диссертационной работы и задачи по их решению и реализации.

Во второй главе изложены наиболее сложные проблемы, возникающие при эксплуатации песочных скважин. Исследованию теории и практики эксплуатации скважин, склонных к пескопроявлениям, посвящено большое количество публикаций. Наиболее интересными являются публикации А.М ГТирвердяна. так как им обобщены результаты исследований ряда авторов Им установлено, что к песочным следует относить скважины с содержанием механических примесей более 1 г/л в добываемой жидкости Учитывая, что на месторождениях Казахстана содержание песка доходит до 1,5 - 2,0 г/л, следует считать такие условия с технической точки зрения сложными.

Опыт эксплуатации песочных скважин показывает, что наиболее эффективным методом борьбы с псскопроявлениями является установка специальных фильтров в эксплуатационной колонне, препятствующих поступлению песка из пласта в скважину Однако такие способы не нашли применения на практике из-за сложности и несовершенства Наиболее реальными являются следующие направления по борьбе с песком при насосной эксплуатации скважин'

- обеспечение выноса на поверхность основного объема песка, транспортируемого из пласта за счет технико-технологических мероприятий

- предохранение насоса от поступления песка с помощью фильтров, устанавливаемых на приеме насоса

- установка специальных защитных приспособлений на приеме насоса в виде сепараторов различного принципа действия.

Перечисленные методы борьбы с песком применяются в той или иной мере на различных нефтяных месторождениях. Поэтому необходимо обосновать наиболее приемлемый способ. С нашей точки зрения, большую привлекательность представляет первый способ. Применение фильтров и сепараторов приводит к ускорению образования песчаных пробок в скважине, что в конечном счете приводит к необходимости более частых ремонтных работ для удаления песчаных пробок. Экономически это нецелесообразно, так как подъем насоса и последующий его монтаж требуют остановки эксплуатации скважины и материальных затрат на монтажно-демонтажные работы.

Наиболее целесообразным следует считать "полное" удаление песка из скважины на поверхность, так как рабо1ы по утилизации песка на поверхности более удобны и менее загратны. В процессе промывки песчаных пробок песок, скопившийся в скважине, в конечном счете оказывается на поверхности Таким образом, рационально удаление песка из скважины производить непосредственно в процессе добычи нефти.

"Полное" удаление песка из скважины практически невозможно. Поэтому в дальнейшем будут рассматриваться такие технические решения, которые позволяют эксплуатировать песочные скважины с максимально высоким эффектом выноса песка вместе с откачиваемой жидкостью.

Процесс удаления песка из скважины, как установлено выше, связан рядом операций, составляющих основную технологическую линию при эксплуатации скважин штанговыми насосами. Наиболее значимыми факторами являются скорость движения восходящего потока при эксплуатации скважины, вязкость откачиваемой жидкости и фракционный состав песка, поступающего в скважину из эксплуатируемого нефтесодержащего горизонта. Ввиду того, что при откачке жидкости из скважины влиять на вязкость и состав песка практически невозможно, наиболее реальным является исследование процесса движения потока жидкости в подъемных трубах и эксплуатационной колонне для создания эффективного процесса удаления из скважины механических примесей с пластовым флюидом.

В настоящее время на промыслах получили распространение винтовые насосные установки с поверхностным приводом. В процессе их эксплуатации поток жидкости в подъемных трубах формируется практически непрерывный Поэтому возникает необходимость сопоставления движения песчинок в трубах как при прерывистом, так и при непрерывном движении жидкости. Следует также отметить, что в работах Л.М.Пирвердяна приводится анализ движения жидкости с песком только в насосно-компрессорных трубах, в то время как образование песчаных пробок происходит при осаждении песка в эксплуатационной колонне. Поэтому нами сопоставлялись процессы при прерывистом и непрерывном движении откачиваемой из скважины жидкости в эксплуатационной колонне, в которой находится скважинный насос Естественно, что полученные выводы будут справедливы и для подъемных труб насосной установки.

Процесс перемещения жидкости в трубах в смеси с песком показан на рисунке 1. На этой схеме песок условно показан лишь в одном слое.

Предполагается, чго движение происходит дискретно в с001ве1ствии с работой скважинного плунжерного насоса. За один ход плунжера жидкость переместится от сечения 1-1 до сечения II - II трубной колонны.

На рисунке 1 объем жидкости за один ход плунжера Q, поддерживающий песок во взвешенном состоянии, переместит сечение I -1 ъ положение И-П при отсутствии осаждения песка. Скорость перемещения составит

иж=Р(и-~ст), (1)

где ^ - доля просвета в сечении трубы;

ег- концентрация песка но объему (в процентах).

В случае падения частиц песка происходит вытеснение жидкости вверх в объеме

{3 = и'Т-'сг

(2)

где № - скорость осаждения частиц песка

а)

II и

Т

II

Со I

.г:

оооо оо

ПИН бооооо

еееео©

V, -о'

/

. / Кг^ОУ _ / I

б)

ООО-ООО

; и

"О : ГП' «¿-о^оо-:

90 9 О СТО

\ П 1 , 1

II

а) движение жидкости в трубах НКТ за полуцикл подъема плунжера насоса;

б) движение частиц песка в трубе при оседании в течение полного цикла работы насоса.

Рисунок 1 - Состояние системы "жидкость - песок" в грубе При этом расход жидкости, направленный вверх за счет осаждения песка, составит:

(3)

и х =■

Для соблюдения баланса выражение (2) и (3), решаются относительно IIж

В результате получим выражение'

иж=псг(1-<г) (4)

При движении песка вместе с жидкостью вверх (рисунок 1 ,б) скорость движения жидкости 1}ж и песка 11п будут соответственно

и.....= -

, (5)

и" Ра , (6)

где £? и <? - соответственно расходы жидкости и песка.

Относительная скорость частиц песка составит

(7)

Таким образом, за один ход плунжера ниангового насоса частииы песка будут перемещены на расстояние

К =иот1 ^ (8)

где I - время хода плунжера насоса вверх.

Перемещение частиц песка происходит дискретно При совершении следующего хода для перемещения частиц песка потребуется вывести частицу песка, обладающую массой т, из состояния покоя и создать движение с ускорением а, определяемым ускорением движения плунжера, перемещающего жидкость вверх по колонне груб. Для этого потребуется сила, определяемая по закону Ньютона:

Р = та. (9)

Работа силы Р составит за один ход плунжера

АХ=Р1Л (Ю)

Масса песка определяется массовым объемом в соответствии с фактической концентрацией песка. Работа, дополнительно совершаемая для перемещения песка до поверхности, будет определяться числом качаний станка-качалки за весь период работы насоса на полной глубине подвески.

А ,= таидт1 (11)

Параме гры насосной установки а зависят о г дебита скважины, а с 1едо-вательно, от подачи насоса. Ориентировочные подсчеты показывают, что для выноса из скважины ]00 кг песка требуется затратить дополнительно энершю ¡пя создания только прерывисто! о движения в пределах ] 50-170 кДж при гл>би-не скважины 100 метров.

Вторым отрицательным фактором при использовании плунжерных насосов является снижение скорости выноса песка. При использовании сплошного потока жидкости вынос песка будет происходить без остановок в непрерывном режиме, причем в этом случае рассматривается процесс при одинаковом дебите скважины.

Движение песка от сечения 1-1 до сечения II- II за время 2t, соответствующего полному циклу работы плунжерного насоса, включающего ход вверх и ход вниз, не имеет остановок. В этом случае часшцы песка будут проходить расстояние от сечения 1-1 до сечения II- II в два раза быстрее, чем при прерыви-сюм движении. При этом отпадает необходимость в дополнительной энергии для страгивания массы песка из состояния покоя в состояние движения при каждом ходе плунжера. Представленные материалы показывают, что непрерывное движение существенно улучшает вынос песка из скважины при добыче нефти с большим содержанием песка.

В работах ряда исследователей для увеличения выноса песка предлагается использовать в малодебитных скважинах в качестве подъемных труб полые штанги. Расчеты показывают, что при эксплуатации скважин плунжерными насосами, оснащенными полыми штангами, резко возрастают силы сопротивления поступательному перемещению штанг. В этом случае на колонну штанг будет действовать распределенная по 1Я, направленная вверх

Если вязкость нефти достаточно высока, то возможны зависание штанговой колонны и последующий обрыв штанг ввиду возникновения ударных нагрузок, приводящих к недопустимым нагрузкам на элементы штанювой колонны.

Использование полых штанг в качестве подъемных труб вместо НКТ при использовании винтовых насосных установок с поверхностным приводом существенно улучшает процесс выноса песка. При работе винтового насоса штанговая колонна совершает вращательное движение. Поэтому возможность возникновения динамических нагрузок на колонну штанг практически исключается Площадь сечения полых штанг существенно ниже, чем сечение трубных колонн любых размеров. Особенно это чувствительно в сравнении с площадью сечения обсадных труб.

Рассмотрим на примерах сопоставимость скоростей движения потока жидкости в фубах различных типоразмеров. В справочной литературе даются геометрические размеры ПКТ различных конструкций. Наружные диаметры труб

(12)

могут быть 33, 42, 48, 60 мм и больше. Трубы с высаженными наружу концами имеют минимальный диаметр 27 мм Таким образом, минимальные внутренние диаметры указанных труб составляют 20,7; 26,4; 36,2; 40,3 и 50,3 мм Скорость подъема жидкости в этих трубах установлена для оценки возможной скорости выноса частиц песка из скважины при добыче нефти.

Известно, что скорость движения жидкости зависит от расхода и площади сечения трубы с учетом концентрации песка <т и составляет

и'~7(1-Ь) (13)

В практике эксплуатации малодебитных скважин обычно подача сква-жинного насоса находится в пределах 2,0 - 5,0 м1 / сут. Поэтому для этих условий скорости восходящего потока жидкости в трубах составят величины, указанные в таблице 1.

Таблица 1 - Скорости потока жидкости в подъемной колонне при различных диаметрах труб

Наружный и внутренний диаметры ((1 н /с1„) НКТ, (мм) и площадь сечения трубы,(см2) Подача насоса, м3/су1

2 3 4 5

27/20,7 (3,36) 0,071 0,104 0,137 0,173

33/26,4 (5,47) 0,043 0,062 0,082 0,104

42/35,2 (9,73) 0,026 0,036 0,048 0,060

48/40,3 (12,75) 0,017 0,025 0,033 0,042

60/50,3 (19,86) 0,012 0,017 0,023 0,029

Данные таблицы 1 показывают, что скорости движения жидкости в колонне подъемных труб колеблются в широких пределах. При необходимости могут быть выбраны эффективные режимы откачки нефти из скважин в различных технико-технологических условиях. Скорость выноса песка из скважины зависит от скорости оседания этих частиц в движущемся потоке скважшшой жидкости. Для определения скорости оседания песка используется формула Стокса-

1

0 18

/ \ л

Рг - А \ ё<1

Рх

(14)

где р1 и (>) - плотности зерен песка и плотности жидкости соответственно; а? - диамегр эквивалентною по обьему песчинки шара; VI - кинематическая вязкость жидкости. Учитывая, что в нефтепромысловой практике более продуктивно используется динамическая вязкое 1ь, произведем соответствующие преобразования для

уточнения практических расчетов.

Силы сопротивления оседанию частиц песка в первую очередь зависят от вязкости жидкости. Поэтому важно проанализировать процесс оседания песка с учетом действия динамических факторов. Если взять шарообразную частицу диаметром й, то она имеет объем пс?/б и при плотное!и рп обладает силой тяжести с учетом выталкивающей силы:

Т = Я^-{ря-рж)в 05)

о

где рп и рж плотности материалов песка и жидкости; # - ускорение свободного падения частиц песка

Сила сопротивления жидкости при свободном падении частицы составляв!

Я = 4

2 у

/ (16)

где /- меделево сечение частицы;

£; - коэффициент сопротивления при оседании песка, являющийся функцией числа Рсйнольдса, зависящий от формы тела;

- линейная скорость оседания частицы песка. При равномерном движении частиц песка Т=К Решив совместные выражения (15) и (16) относительно коэффициента сопротивления, получим

£=-4 (17)

3 Рж-У9

Для ламинарного движения коэффициент сопротивления поддается теоретическому определению. Известно, чш Яе = 24/^ и ~ , откуда

(18)

м>а

В резулыаге подстановки (18) в (17) получим формулу

<*г(Ря~Рж)

М> — о ——ж

, (19)

где - динамическая вязкость скважиной жидкости, измеряемая в Па с.

Полученное выражение является формулой Стокса, определяющей состояние оседания частицы в жидкости в зависимости от размеров частиц песка и динамической вязкости жидкости Для анализа этих показателей по промысловым условиям на процесс оседания частиц песка проведены соответствующие расчеты Для примера приведено определение скорости оседания песка, размером 0,1

мм в жидкости с динамической вязкостью 100 мПа-с. Плотность песка взята 2,9 г/см3, жидкости - 0,8 г/см'.

„ , 0.80Н 0' =

180,1

Для определения закономерностей при оседании песка различных размеров проведены соответствующие расчеты и построена зависимость w от d (рисунок 2). Кроме этого, установлены показатели скорости оседания частиц от вязкости жидкое 1И. Графики показывают, что на скорость оседания частиц песка существенное влияние оказывают размеры песчинок, так как их объем изменяется в кубической зависимости от диаметра. Вязкость жидкости влияет на скорость оседания частиц песка в линейной зависимости, но при этом оказывает существенное влияние при повышении вязкости па уменьшение скорости оседания.

0250 0,500 0750 1,000 v„(Ila-c)

1- от вязкости жидкости при d- 0,1 мм;

2 - от размеров частиц при vd - 100 мПа-с

Рисунок 2 - Зависимость скорости оседания песка в скважинной жидкости

В практике нефтедобычи спуск скважинного насоса стремятся производить в район перфорации эксплуатационной колонны. В этом случае частицы песка достигают приема насоса по наиболее оптимальной траектории. Однако в большинстве случаев обеспечить спуск насоса непосредственно к интервалам перфорации не всегда достижимо Поэтому часто применяют насосную компоновку, снабженную хвостовиком. Длина хвостовика, как правило, не регламентируется.

Процесс эксплуатации песочных скважин требует более точного расчета длины хвостовика, прикрепляемого к нижней части скважинного насоса. Хвостовик должен обеспечить засасывание песка, поступающего из пласта, и транс-

портировать его к приему насоса. В то же время хвостовик должен быть оснащен песочным сепаратором для улавливания наиболее крупных песчинок, транспортирование которых вверх затруднено Этот фракционный состав песка должен складироваться в контейнере сепаратора и при подъеме насоса из скважины опорожняться на дневной поверхности.

В третьей главе приведены результаты экспериментальной эксплуатации установки типа УНВП на нефтяном месторождении Камысколь Южный (Республика Казахстан) Винтовая насосная установка с поверхностным приводом позволяет осуществлять подъем нефти в трубах с минимальной пульсацией.

Установка состоит из внутрискважинного и поверхностного оборудования. Скважинное оборудование включает винтовой насос, ротор которого спускается в скважину на колонне штанг, а статор - на насосно-компрессорных трубах, подвешиваемых на колонной головке. Поверхностное оборудование состоит из устьевого превентора и поверхностного привода насоса, включающего редуктор, редук-торно-мультипликаторную вставку и электродвигатель. Опыт конструирования и эксплуатации установок УНВП на действующих скважинах позволил выявить определенные преимущества перед зарубежными, используемыми в тех же технико-технологических условиях.

В Северо-Западных регионах Республики Казахстан с давних пор эксплуатируются нефтяные месторождения, размещенные на небольших глубинах На этих месторождениях глубина подвески насосов при глубине скважин от 150 до 600 метров составляет 100-500 метров. Дебит скважин в этих условиях не превышает, как правило, 10 м3 /сут. Традиционная добыча нефти на этих промыслах производится плунжерными скважинными штанговыми насосными установками небольшой грузоподъемности. Тем не менее, для привода станков-качалок используются электродвигатели мощностью 7,0 кВт и выше. В то же время простейшие расчеты показывают, что для подъема жидкости с глубины 500 метров с подачей до 10 м^/сут требуется не больше 3 кВт Поэтому ясно, что для повышения рентабельности предприятий, работающих в подобных условиях, необходимо переходить на оснащение скважин насосными установками с меньшим потреблением

Для примера ниже даны сведения о результатах эксплуатации насосной установки УНВП-600/20 на месторождении Южный Камысколь Установка была смонтирована на скважине N° 55 и запущена в работу 25 июня 2001 года В скважину было спущено 16 труб по 10 метров, перфорация эксплуатационной колонны была произведена на глубине 175 мелров. Винтовой насос снабжен хвосювиком НКТ-60 длиной 20 м Поверхностное оборудование было смонтировано на колон-

ной головке, снабженной муфтой для труб НКТ-73 Использовался винтовой насос типа НВО-Ю После запуска установки подача насоса при статическом уровне 25 метров была зафиксирована через 20 минут. В дальнейшем было установлено, что подача насосной установки составляет 5,6 м3/суг при частоте вращения винта 76 об/мин.

Результаты опытной эксплуатации винтовой насосной установки приведены в таблице 2. Анализ результатов, приведенных в таблице 2, показывает, что при их применении значительно улучшаются технико-экономические показатели эксплуатации скважин. За время эксплуатации винтовых насосных установок типа УНВП-600/20, проводившейся в течение 2001-2005 годов на месторождении нефги Ка-мысколь Южный, значительно увеличен межремонтный период по ремонту скважин В процессе эксплуатации скважин винтовыми насосными установками удалось отработать методику борьбу с песчаными пробками. Если скважины, эксплуатируемые плунжерными насосами, приходилось промывать для удаления песчаных пробок через 20-30 дней, то при использовании винтовых насосов образование песчаных пробок происходило через 5-6 месяцев.

В четвертой главе установлено, что основным принципом удаления песка из скважин является создание таких условий, при которых движение потока жидкости в подъемных трубах должно происходить со скоростью, превышающей скорость оседания частиц песка в движущемся потоке.

С целью увеличения скорости потока жидкости насосная установка должна быть снабжена полыми штангами, сечение отверстия которых выбирается по заданным условиям выноса песка из скважины. Для контроля за скоростью потока можно использовать выкидную линию, через которую при необходимости можно выпускать часть откачиваемой жидкости.

Предлагаемая насосная установка показана на рисунке 3. Она состоит из поверхностного привода 1, устьевого сальника-превентора 2, выкидной линии 3, размещенных на поверхности. В скважину опускается колонна насосно-ком-прессорных труб 4, внутри которой находятся полые штанги 5, которые связаны с винтом насоса 6 с помощью приемной сетки 7. Полые штанги снабжены вертлюгом 8 и дополнительной нагнетательной линией 9. На выкидной и нагнетательной линиях установлены регулировочные задвижки 10 и 11

Работа насосной установки происходит следующим образом. При вращении винта с помощью полых штанг 5 в полость НКТ 4 нагнетается скважинная жидкость. При заполнении НКТ часть жидкости поступает в полые штанги.

Таблица 2 - Сравнительные показатели работы скважин при их эксплуатации плунжерными

и винтовыми насосными установками (месторождение Южный Камысколь на 01.03 2005 г.)

Номер Экспл №ггервалы Дим Длина Тип При- Искус Ввод QK, IQ.. Об- Мезкремошный период

СКВ кш-на Дмм перф-ции, м нет, мм подвески, м насоса вод забой, м вэксш. M" т вод, % работы скв. Примечание

46 146 205-216 187-190 73 160 НСН-56 256 май 1997г. 1,7 u 20 -180 суток с промывкой от песч.

46 146 -II- 73 220 УНВП 600/20 (Уфа) УНВП 256 18 12. 2003г 2.0 1Д 30 пробки - нет ремонта

55 146 160-175 73 Г] 03 НСН-56 246 май 5,5 0,7 85 35 суток с промынкей В связи с износом и обрывом

55 146 160-175 73 161 УНВП 600/20 (Уфа) tiffin 60СЙ0 (Уфа) 246 1996г. 25 06. 2001г. 5,0 0,9 80 песч.про&си ЭДсткк заели шасха -200 супж с премией песча&йгробки резины статора винтовой пары с 27 08.03 установлен ШГН

55 146 f~lô0-175 n 73 133 НСН-56 246 27 08 2003г. 3,0 2,1 20 -90 суток заменой насоса и промывка

55 146 160-175 73 158 (SB1200B) 15ГР-1200 УНВП 60020 (Уфа) 246 03 07. 2004г 3.8 2,4 30 -нет ремонта

49 140 162-172 73 102 НСН-56 181 май 1994г 2,8 1,8 25 -200 суток с заменой насоса

49 140 73 152 (SB12WB) 15ТР- 1200 УНВП 600/20 (Уфа) 181 05 07 2004г 3.5 2,0 35

60 146 ГТ')2-195 73 145 НСН-56 215 май 2.6 1,8 20 -200 суг с промывши

60 146 РЗ-176 73 142 (жшюз) 15ТР- УНВП «1020 215 2003г. 23 07. 2004г. 2,7 1,7 30 111X4.11робки -нет (толста i

1200 (Уфа)

После заполнения труб и шганг жидкость через нагнетательный трубопровод 9 и кран 11 поступает в приемный коллектор

В процессе заполнения НКТ жидкостью воздух, оставшийся в НКТ, сжимается и образует воздушный пузырь, функционирующий как пневмо-компенсатор, подобный воздушному колпаку, применяемому в норшневых насосах.

В случае необходимости при больших дебитах, как указано выше, часть жидкости можно выпустить через задвижку 10 непосредственно в линию нагнетания В этом случае воздушный пузырь будет удален и эффект пневмокомпенсатора исчезнет При больших подачах насоса необходимость в пневмокомпенсаторе не имеет существенного значения, так как при работе винтового насоса пульсация потока в линии нагнетания будет минимальной.

Работа пневмокомпенсатора плунжерных насосов заключается в том, что выше места установки газовой камеры в НКТ создаются условия для выравнивания скорости потока и давления жидкости. Закон изменения этих величин за каждый полуцикл откачки из пульсационного трансформируется в равномерный. Благодаря этому в середине ходов штанг максимальная нагрузка уменьшается, а минимальная увеличивается. Снижение амплитудных нагрузок из штанги благоприятно отражается на внешних показателях откачки вязкой нефти. Увеличивается подача насоса, повышается эксплуатационная надежность работы оборудования. Заполнение камер пневмокомпенсато-ров газом может производиться либо сепарируемым из добываемой нефти газом, либо закачкой воздуха в колонну НКТ с поверхности с помощью компрессора.

Теоретический расчет пневмокомпенсатора основан на определении минимально необходимого объема камеры, вмещающей такую порцию жид- кости, которой бы оказалось достаточно для выравнивания скорости потока за камерой Применение колонны полых штанг позволяет путем закачки воздуха в НКТ высвободить значительный объем и повысить энергоемкость системы. С ростом энергоемкости пневмокомпенсатора увеличивается эффективность его работы. Поверхностное оборудование при эксплуатации песочных скважин винтовыми насосами, оснащенными полыми штангами, требует дополнительных технических средств для подачи скважинной жидкости в приемный коллектор По аналогии с буровым оборудованием для отвода скважинной жидкости от вращающих полых штанг ус-

тановка оснащена вертлюгом, позволяющим подавать жидкость в невра-щающиеся приемные трубы в процессе работы насосной установки.

Конструкция вертлюга, разработанная по аналогии с вертлюгами, применяемыми в нефтепромысловой практике, не имеет конструктивных особенностей. В процессе работы насосной установки полированный шток вращается Вместе с ним вращается и шпиндель вертлюга, а корпус, связанный с отводящим патрубком, остается без движения В результате жидкость из вращающегося полированного штока поступает через вертлюг и отводящий патрубок в приемный коллектор

Отводящий патрубок в процессе работы насосной установки фиксируется от проворотов специальным устройством.

В процессе работы винтового насоса жидкость из статора поступает в полость между полыми штангами и подъемными трубами. Для подачи жидкости на поверхность по полым трубам необходимо выше винта насоса установить приемный фильтр, позволяющий потоку жидкости из груб НКТ перетекать внутрь полых штанг Наиболее перспективно для этих целей может быть использован переводник, снабженный отверстиями по всему периметру Размеры переводника по диаметру должны соответствовать внутреннему диаметру подъемных труб При этом необходимо учитывать то, что винт насоса вращается с эксцентриситетом, обеспечивая нормальную работу винта насоса. Переводник необходимо размещать на расстоянии восьми метров от корпуса насоса.

Рисунок 3 - Принципиальная схема винтовой насосной установки для песочных скважин

В пятой главе рассмотрена экологически безопасная эксплуашция нефтяных скважин при газопроявлениях.

В процессе добычи нефш даже на старых нефтяных месторождениях имеют место прорывы газовых скоплений, образовавшихся в кавернах неф-

тяпого пласта. В результате происходит выброс из скважины газонефтяных смесей, что приводит к загрязнению окружающей среды в районе ус1ья скважины и создает экологические проблемы на нефтяных промыслах При заполнении НКТ часть жидкости поступает в полые штанги.

Когда скважинный флюид перемещается по подъемной грубе, давление непрерывно уменьшается. На определенной глубине в жидкости образуются первые пузырьки газа. На этом уровне гидросташческое давление равно давлению насыщения нефти. Ниже этой точки в жидкости нет пузырьков газа, так как он находится в растворенном состоянии Этот газ способствует движению потока жидкости из скважины.

В отличие от газового фактора газожидкостной фактор является показателем объема свободного газа на приеме насоса и определяется как процентное содержание, соотнесенное к объему жидкости. Это соотношение зависит от нескольких факторов:

- давления насыщения нефти;

- гидростатического давления в скважине на уровне насоса;

- процентного содержания воды в добываемой жидкости.

На рисунке 4 показана зависимость газожидкостного фактора от динамического уровня жидкости в скважине в процессе добыче нефти скважин-ным насосом Наличие свободного газа на приеме насоса снижает производительность насоса, так как он уменьшает объем жидкой нефти, поступающей в полость рабочего объема цилиндра насоса. Чем больше газожидкостной фактор, тем больше снижается подача насоса. Коэффициент снижения подачи составляет [100/100 +ГЖФ%] Поэтому, чтобы гарантировать максимальную эффективность насоса, необходимо его устанавливать ниже уровня газонасыщения. Если глубина скважины позволяет, то следует спустить насос глубже и тем самым уменьшить газожидкостной фактор. В том случае, когда газовая фаза образуется в пластовых условиях и газ поступает через перфорационные отверстия, насос необходимо устанавливать ниже области перфорации эксплуатационной колонны.

В случае большого I азожидкостного фактора и невозможности применить вышеупомянутые методы, необходимо снизить подачу насоса для повышения динамического уровня, что приведет к увеличению давления па приеме насоса и уменьшит влияние газожидкостного фактора на к.п д насосной установки.

Газ, скопившийся в межтрубном пространстве, приводит к загрязне-

нию окружающей среды при его выбросе через отводящий патрубок колонной головки Для предотвращения выброса нами разработан вариант отвода газа из затрубного пространства через отводной патрубок устьевой арматуры, установленной на специальном переводнике, присоединенном к отводу.

Работа насосных установок при добыче нефти с открытым затрубным пространством запрещена. Известно, что даже при выделении газа из скважины в небольших количествах возможно образование газовоздушных смесей в изолированных и низменных местах рельефа местности в зоне работы насосной установки. Работа насосной установки с закрытым затрубным пространством приводит к снижению дебита скважины. Поэтому нами была рафабо-тана конструкция перепускного клапана с эффектом инжекции затрубного газа в нагнетательную линию насосной установки.

О

Рисунок 4 - Зависимость I азожидкостного фактора ГЖФ от расположения насоса

Конструкция перепускного клапана для винтовых насосных установок приведена состоит из специального переводника, установленного на отводящем патрубке затрубного пространства. На нагнетательной линии винтовой насосной установки установлен инжекторный насос, состоящий из диффузора, сопла и корггу-

са. Корпус снабжен клапаном для предотвращения выброса жидкости из нагнетательной линии в затрубное пространство, так как они между собой связаны высоконапорным шлангом. Работа перепускного клапана происходит следующим образом.

При течении потока жидкости через нагнетательную линию она поступает в сопло и выбрасывается сжатой струей в диффузор инжектора В результате в корпусе клапанной коробки образуется разряженное пространство, в которое устремляется поток газа из межтрубного пространства через шланг и шаровой клапан. При снижении скорости потока в нагнетательной линии эффект действия инжектора прекращается, клапан закрывается В этом случае работа насосной установки происходит без удаления газа из межтрубного пространства. Рассмотренный вариант перепускного клапана был изготовлен и испытан на скважине №60. Испытания показали, что предлагаемая система удаления газа работает эффективно, так давление газа в затрубном пространстве значительно снизилось по сравнению с аналогичными насосными установками, работающими в подобных условиях. Снижение поступления газа в насос можно производить с помощью специальных газовых сепараторов, устанавливаемых на приеме насоса. В условиях месторождения нами разработано и используется устройство для сепарации газа, принцип действия которого основано на инерционных силах, создаваемых за счет винтовых каналов, выполненных в корпусе сепаратора.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1 В результате анализа опубликованных материалов и состояния эксплуатации скважин на месторождениях Казахстана установлены наиболее значимые задачи, вызывающие снижение эффективности добычи нефти при проявлениях песка и газа. Эти проблемы отрицательно влияют на развитие народного хозяйства страны.

2 Аналитическими исследованиями установлены факторы неблагоприятного процесса при пульсированном характере движения жидкости в подъемных трубах для выноса песка из скважины. При движении потока жидкости в непрерывном режиме скорость выноса песка возрастает не менее чем в два раза.

Анализ закономерностей при оседании песка в скважинной жидкости показал, что вынос песка, определяемый скоростью движения жидкости в подъемных трубах, определяется размерами и фанулометрическим составом

механических примесей и существенно зависит от вязкости скважинной жидкости.

3 Разработана техническая система эксплуатации скважин винтовыми насосными установками, внедренная на месторождении Камысколь Южный, принцип действия которого заключается в использовании хвостовиков малого диаметра, опускаемых до интервала перфорации в эксплуатационной колонне и снабженных сепараторами, имеющими контейнер для максимально полного выноса песка из скважины в процессе добычи нефти. Опытная эксплуатация винтовых насосных установок на месторождении показала, что при использовании хвостовиков разработанной конструкции, интенсивность образования песчаных пробок снизилась в среднем в шесть раз.

4 Разработана специальная винтовая насосная установка, оснащенная полыми штангами для повышения эффективности выноса песка при эксплуатации скважин в особо осложненных условиях при проявлениях песка.

5 Разработаны технические устройства для отвода газа из межтрубного пространства как при использовании плунжерных, так и винтовых насосов для предотвращения выброса газожндкостного флюида из межтрубного пространства скважины при газопроявлениях. Указанные устройства позволили значительно улучшить экологическую обстановку на промысле без снижения эффективности эксплуатации скважин, особенно при использовании устройства, снабженного инжекторным устройством для отсоса газа иод действием разряжения, создаваемого струйным эффектом.

Основное содержание диссертации опубликовано в следующих работах:

1 Чердабаев М.Т., Орекешев С.С. Экологическое состояние месторождения Южный Камускуль //Тезисы докладов научно-технической конференции. -Атырау: Изд-во АИНГ, 1997.-75 с.

2 Сидоркин Д.И., Орекешев С.С. Подбор колонны штанг для винтовой насосной установки типа УНВП //Сб.тезисов докладов 53-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ /Редкол. кол.: Кузеев И.Р. и др. -Уфа: Изд-во УГНТУ, 2002.

3 Султанов Б.З., Орекешев С.С., Смирнов В.В. Опыт эксплуатации винтовой насосной установки УНВ11-600/20 в условиях Казахстана.//Актуальные проблемы Вол1 о-Уральской нефтегазовой провинции: Тезисы докладов Международной научно-практической конференции. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2001.

4 Султанов Б.З., Сидоркин Д И. Орекешев С.С. Выбор штанговой колонны для винтовой насосной установки шпа УНВП.// Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений Республики Башкортостан:

24

i 12 0 7 2

Тезисов докладов Научно-практической конференции, посвященной 70-летию башкирской нефтаг. -Уфа: ДООО БашНИПИнефть ОАО Бапшефтъ, 2002 -

5 Чердабаев М.Т., Орекешев С.С. Эколого-экономические аспекты ликвидации неуправляемых нефтегазовых фонтанов.Юкология и нефтегазовый комплекс: Материалы Международной научно-практической конференции.-Атырау, Изд-во АИНТ, 2004.-497 с.

6 Чердабаев М.Т., Орекешев С.С., Оспанов Р.Д. Экологические, экономические последствия и консервация самоизливающихся скважин.//Экология и нефтегазовый комплекс: Материалы Международной научно-практической конференции,- Атырау: Изв-во АИНГ, 2004.-507 с.

7 Чердабаев М.Т., Орекешев С.С. Перспективы внедрения винтовой насосной установки типа УНВП в условиях месторождения Камыскуль Южный //Инновационная технология развития нефтяной и газовой промышленности: Тезисов докладов второю Международного семинара-совещания. -Атырау: Изд-во АИНГ, 2004 -71 с.

8 Султанов Б.З., Орекешев С.С Проблемы добычи и внутрипромысло-вого транспорта нефти с высоким содержанием песка // Новоселовские чтения: Материалы 2-й Международной научно-технической конференции-Уфа: Изд-во УГНТУ, 2004,- С. 45-47.

9 Орекешев С.С., Сидоркин Д.И. Опытная эксплуатация винтовых насосных установок типа УНВП в Казахстане// Материалы 55-й научно-технической конференции аспирантов, студентов и молодых ученых. - Уфа, Изд-во УГНТУ, 2004.-С.242-243.

10 Орекешев С.С., Султанов Б.З. Выбор насосной установки для песочных скважин/ЛПроблемы разработки и эксплуатации нефтяных месторождений: Межвузов, сб. научых трудов/Редкол.: В.Ш. Мухаметшин и др. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2004. -С.3-6.

11 Султанов Б.З., Орекешев С.С. Опыт эксплуатации винтовой насосной установки в условиях Казахстана.// Проектирование и эксплуатация нефтегазового оборудования: проблемы и решения: Материалы Всероссийской научно-техни1ческой конференции/ Редкол.: A.M. Шаммазов и др. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2004. -С. 136-141.

12 Султанов Б.З., Орекешев С.С. Вопросы выноса песка в процессе эксплуатации нефтяных скважин // Нефтегазовое дело, 2005.- http://www. og-bus.ru/authors/Sultanov,pdf-12с.

С.26-27.

РНБ Русский фонд

Подписано в печать 24 05 2005 Бум Печать трафаретная Уел -печ л 1 0 V

Типография DISETAN г Уфа, Проспект Октября, 133

у ВВЕДЕНИЕ.

Т ГЛАВА 1 БОРЬБА С ПЕСКОПРОЯВЛЕНИЕМ И ГАЗОМ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН

ПЛУНЖЕРНЫМИ НАСОСАМИ.

1.1 Физико-химические свойства нефти на примере месторождения Камысколь Южный.,.

Г.2 Анализ коллекторских свойств продуктивных пластов.

1.3 Влияние песка на работу плунжерного насоса при эксплуатации нефтяных скважин.

1.4 Общие принципы удаления механических примесей из жидкости.

1.5 Влияние свободного газа на работу скважинного насоса.

1.6 Постановка цели и задач исследований диссертационной работы.

ГЛАВА 2 ТЕОРЕТИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ПРОЦЕССА ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН ПРИ ДОБЫЧЕ НЕФТИ

С ВЫСОКИМ СОДЕРЖАНИЕМ ПЕСКА.

2.1 Проблемы, возникающие при эксплуатации песчаных скважин.

2.2 Математическая модель процесса удаления песка из скважины.

2.3 Теоретические основы определения и создания необходимой скорости выноса песка.

А 2.4 Обеспечение транспортирования песка к приему насоса в эксплуатационной колонне.

ВЫВОДЫ ПО ВТОРОЙ ГЛАВЕ.

ГЛАВА 3. ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ ПЕСОЧНЫХ СКВАЖИН ВИНТОВЫМИ ПОВЕРХНОСтаОПРИВОДНЫМИ

НАСОСНЫМИ УСТАНОВКАМИ.

3.1. Особенности режима эксплуатации винтовых насосных установок.

И 3.2 Параметры режима работы винтовых насосных гу установок с поверхностным приводом.

3.3 Расчеты на прочность штанговой колонны.

3.4 Экспериментальная винтовая насосная установка типа УНВП.

3.5 Экспериментальная эксплуатация винтовой насосной установки

УНВП-600/20 в условиях Казахстана.

ВЫВОДЫ ПО ТРЕТЬЕЙ ГЛАВЕ.

ГЛАВА 4 РАЗРАБОТКА НОВЫХ ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ ДЛЯ

ЭКСПЛУАТАЦИИ ПЕСОЧНЫХ СКВАЖИН ВИНТОВЫМИ

НАСОСНЫМИ УСТАНОВКАМИ С ПОВЕРХНОСТШМ ПРИВОДОМ.

4.1 Принципы разработки специального оборудования для полного выноса песка из скважины.

4.2 Принципиальная схема винтовой насосной установки для песочных скважин.

4.3 Работа компенсатора в скважинных насосных установках.

4.4 Результаты промысловых исследований при эксплуатации песочных скважин.

4.5 Разработка специального оборудования для эксплуатации песочных скважин винтовыми насосами.

ВЫВОДЫ К ЧЕТВЕРТОЙ ГЛАВЕ.

ГЛАВА 5 ЭКОЛОГИЧЕСКИ БЕЗОПАСНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН ПРИ ГАЗОПРОЯВЛЕНИЯХ.

5.1 Газопроявления при эксплуатации нефтяных скважин.

5.2 Расчет коэффициента заполнения плунжерного насоса при наличии свободного газа.

5.3 Работа насоса без сепаратора при установке его ниже перфорации.

5.4 Разработка технических средств для удаления газа из межтрубнош пространства скважины.

5.5 Разработка сепаратора, основанного на инерционном принципе.

ВЫВОДЫ ПО ПЯТОЙ ГЛАВЕ.

Актуальность темы

В процессе эксплуатации нефтяных скважин в стволе образуются песчаные пробки, которые в ряде случаев доходят до интервалов перфорации эксплуатационной колонны и приводят к снижению дебита, а в ряде случаев к полному прекращению поступления жидкости из пласта. Особенно интенсивно процесс образования песчаных пробок происходит на месторождениях нефти, продуктивные горизонты которых представлены слабосцементированными песчаниками и глино-песчанистыми горными породами. Необходимость промывки песчаных пробок создает проблемы технического характера, связанные с необходимостью проведения монтажно-демонтажных работ, а также с необходимостью применения специального оборудования для промывки ствола скважины. Кроме этого, процесс образования пробок и последующие работы по их ликвидации приводят к снижению добычи нефти и снижают экономическую эффективность добычи нефти скважинными штанговыми насосами.

Снижение эффективности работы скважинных штанговых насосов связана также с действием попутного газа на процесс наполнения цилиндра насоса в ходе работы насосной установки. Еще более нежелательным являются случаи прорыва газа из пласта в межтрубное пространство в процессе эксплуатации скважины. В этом случае происходит выброс газожидкостной смеси из межтрубного пространства на поверхность, что приводит к экологическим загрязнениям окружающей среды на промысловых территориях. При наличии сероводорода в попутном газе выбросы газа и жидкости приводят к поражению живых организмов, создают взрывоопасную обстановку в районах добычи нефти на больших площадях.

Целый ряд мелких нефтяных месторождений при эксплуатации в осложненных условиях вызывают необходимость разработки более совершенных технических средств эксплуатации месторождений и совершенствования эксплуатации скважин механизированным способом. К таким месторождениям нефти, в частности, относится нефтяное месторождение Камысколь Южный, расположенный в восточной части Атырауской области. Наиболее существенные проблемы возникают при эксплуатации скважин штанговыми плунжерными насосами. В первую очередь это связано с тем, что продуктивные пласты сложены сла-босцементированными песчаниками и глинистыми песками. В результате вместе с пластовой жидкостью в скважины поступает песок, который вызывает образование пробок как в стволе скважины, так и в узлах насосной установки. В результате возникает необходимость систематической чистки скважин и удаления песчаных пробок. В ряде случаев эффективность эксплуатации скважин штанговыми насосами осложняяется при газовыделениях из пластовой жидкости. Снижается коэффициент наполнения насоса и к.п.д. насосной установки. При эксплуатации винтовых насосных установок поступление газа на прием насоса вызывает образование газовых шапок, что приводит к снижению подачи насоса и к перегреву резиновой обкладки статора. Кроме этого, возникает необходимость борьбы с экологическими проблемами при газопроявлениях в процессе добычи нефти штанговыми насосами.

Цель диссертационной работы: создание новых технических средств и технологий экологически безопасной эксплуатации нефтяных скважин, проду-циирующих жидкости с большим содержанием песка и с возможным проявлением газа.

Задачи диссертационной работы:

Для решения проблемы добычи нефти при проявлениях песка и газа были сформулированы следующие задачи:

1 Анализ известных и опубликованных материалов по вопросам борьбы с песком и газом при добыче нефти в нефтяных регионах как России, так и Казахстана. Ознакомление с проблемами добычи нефти на конкретном нефтяном месторождении для выработки стратегии и тактики решения проблемы на конкретном примере.

2 Теоретические исследования закономерностей транспортирования нефти в подъемных трубах и стволе скважины для установления наиболее оптимальных режимов течения потока жидкости с большим содержанием песка.

3 Промысловые экспериментальные работы по сравнительной эффективности работы насосных установок различных типов и сопоставление полученных результатов по выносу песка из скважин при добыче нефти.

4 Разработка технических средств добычи нефти с максимально возможной эффективностью выноса песка из скважины для предотвращения образования песчаных пробок в нефтяных скважинах.

5 Разработка и совершенствование технических устройств для газоотвода из межтрубного пространства для предотвращения выбросов скважинных флюидов при эксплуатации скважин с открытой задвижкой на выкиде из эксплуатационной колонны.

Методы решения поставленных задач

Поставленные в диссертационной работе задачи решались проведением теоретических и промысловых исследований процессов выноса песка из скважин при различных режимах их эксплуатации различными насосными установками. Расчетная часть выполнена с привлечением математической модели с использованием персональной электронно-вычислительной техники и соответствующего программного обеспечения.

Научная новизна

В диссертационной работе представлены научно обоснованные методы определения интенсивности выноса песка в зависимости от технико-технологических условий эксплуатации скважин. Показано, что вынос песка при пульсации потока жидкости существенно снижается, так как в период застоя для страгива-ния потока требуются затраты дополнительной энергии для преодоления инерции покоя. В результате снижается эффективность выноса песка. Установлены закономерности оседания песка в зависимости от размеров частиц и вязкости жидкости.

Для выноса песка из эксплуатационной колонны впервые предложено снабжать насос хвостовиком малого диаметра, нижний конец которого оборудуется сепаратором для улавливания песка крупных размеров, и устанавливать его нижний конец в районе перфорации эксплуатационной колонны.

Практическая ценность работы

1 Разработаны технические средства (хвостовики малого диаметра, снабженные песочными сепараторами в нижней части) для оснащения винтовых насосных установок с поверхностным приводом для эффективного выноса песка из скважин при добыче нефти в осложненных условиях.

2 Разработано устройство для сброса из межтрубного пространства сква-жинного флюида при газопроявлениях как при использовании плунжерных, так и винтовых насосов.

3 Разработано устройство для отсоса газа из межтрубного пространства с использованием инжекторов, устанавливаемых на нагнетательной линии насосной установки.

Реализация работы

1 Хвостовики малого сечения, оснащенные в нижней части песочными сепараторами для улавливания песка крупного размера, внедрены при эксплуатации скважин винтовыми насосными установками типа УНВП на нефтяном месторождении «Камысколь Южный» ТОО «Эмбаведьойл» ОАО «Эмбамунайгаз».

2 Технические устройства для сброса скважинного флюида из межтрубного пространства в нагнетательный коллектор внедрены при эксплуатации скважин плунжерными и винтовыми насосными установками на нефтяном месторождении «Камысколь Южный» ТОО «Эмбаведьойл».

Апробация результатов диссертационной работы

Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на семинарах, научно-технических конференциях и советах, в том числе:

- научно-технической конференции по экологии, АИНГ (Атырау, 1997);

- Международной научно-технической конференции «Актуальные проблемы Волго-Уральской нефтегазоносной провинции» (Уфа, 2001);

- Международной научно-технической конференции «Экология и нефтегазовый комплекс» (Атырау, 2004);

- втором Международном семинаре-совещании «Инновационная технология развития нефтяной и газовой промышленности», АИНГ (Атырау,2004);

- Всероссийской конференции «Новоселовские чтения», УГНТУ (Уфа, 2004 г.);

- на Всероссийской научно-технической конференции «Проектирование и эксплуатация нефтегазового оборудования: проблемы и решения», УГНТУ (Уфа,2004).

Публикации

Основные результаты диссертационной работы изложены в 11 печатных работах в том числе в 6 статьях и в 5 тезисах по докладам на международных и республиканских научно-технических конференциях.

Объем и структура работы

Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав и основных выводов. Работа изложена на 120 страницах машинописного текста, содержит 32 рисунка, 10 таблиц, список литературы из 94 наименований и включает три приложения.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ:

1 В результате анализа опубликованных материалов и состояния эксплуатации скважин на месторождениях Казахстана установлены наиболее значимые задачи, вызывающие снижение эффективности добычи нефти при проявлениях песка и газа. Эти проблемы отрицательно влияют на развитие народного хозяйства страны.

2 Аналитическими исследованиями установлены факторы неблагоприятного процесса при пульсированном характере движения жидкости в подъемных трубах для выноса песка из скважины. При движении потока жидкости в непрерывном режиме скорость выноса песка возрастает не менее чем в два раза.

Анализ закономерностей при оседании песка в скважинной жидкости показал, что вынос песка, определяемый скоростью движения жидкости в подъемных трубах, определяется размерами и гранулометрическим составом механических примесей и существенно зависит от вязкости скважинной жидкости.

3 Разработана техническая система эксплуатации скважин винтовыми насосными установками, внедренная на месторождении Камысколь Южный, принцип действия которого заключается в использовании хвостовиков малого диаметра, опускаемых до интервала перфорации в эксплуатационной колонне и снабженных сепараторами, имеющими контейнер для максимально полного выноса песка из скважины в процессе добычи нефти. Опытная эксплуатация винтовых насосных установок на месторождении показала, что при использовании хвостовиков разработанной конструкции, интенсивность образования песчаных пробок снизилась в среднем в шесть раз.

4 Разработана специальная винтовая насосная установка, оснащенная полыми штангами для повышения эффективности выноса песка при эксплуатации скважин в особо осложненных условиях при проявлениях песка.

5 Разработаны технические устройства для отвода газа из межтрубного пространства как при использовании плунжерных, так и винтовых насосов для предотвращения выброса газожидкостного флюида из межтрубного пространства скважины при газопроявлениях. Указанные устройства позволили значительно улучшить экологическую обстановку на промысле без снижения эффективности эксплуатации скважин, особенно при использовании устройства, снабженного инжекторным устройством для отсоса газа под действием разряжения, создаваемого струйным эффектом.

1. Адонин А.Н. Добыча нефти штанговыми насосами. -М.: Недра, 1979.- 278 с.

2. Адонин А.Н. Процессы глубиннонасосной нефтедобычи М.: Изд-во Недра, 1964.

3. Аливердизаде КС. Приводы штангового глубинного насоса. М: Изд-во Недра, 1973. -192 с.

4. Архипов К.И., Попов В.Н., Попов И.В. Справочник по станкам-качалкам. Альметьевск: Изд-во Тат АСУ- нефть, 2000. - 146 с.

5. Антипин Ю.В., Валеев М.Д., Сыртланов А.Ш. Предотвращение осложнений при добыче обводненной нефти. Уфа: Башкирское книжное изд-во,1987. -168с.

6. Ахмадишин Р.З. Особенности добычи высоковязкой нефти из малодебитных скважин//Тр. БашНИПИнефтъ.-1989.-№80.-С.95-104.

7. Баскиев К.С., Кочина И.Н., Максимов В.М. Подземная гидромеханика: Учебник для вузов. -М.: Изд-во Недра, 1993. — 492с.

8. Башта Т.М. Объемные насосы и гидравлические двигатели гидросистем. Учебник для вузов. -М.: Машиностроение, 1974,- 606 с.

9. Вагапов ЮР. Влияние продольных колебаний труб на величину вибрационных нагрузок в колонне штанг и на форму динамограмм. //В кн.: Машины и оборудование для бурения и эксплуатации скважин. / Сб.научн.тр.-Уфа: Изд-во УГНТУ, 1972.-С.98-105

10. Валеев М.Д. Добыча высоковязкой нефти на месторождениях Башкирии.-М. :ВНИИОЭНГ, 1985.

11. Валеев М.Д., Карамышев В.Г. Способ добычи обводненной нефти // Экс-пресс-информ. ВНИИОЭНГ. Сер. Техника и технология добычи нефти.-1991.-№12

12. Вахитов М.Ф., Кутдусова З.Р. Технология эксплуатации наклонно направленных скважин установками ЭЦН // Тр. БашНИПИнефть.-1988.-Вып. 78.-С.85-95

13. Вирновский А.С. Теория и практика глубиннонасосной добычи нефти. -М.: Недра, 1971.-184 с.

14. Габдрахманов Н.Х. Состояние эксплуатации скважинных насосов в НГДУ "Туймазанефтъ'У/Современные проблемы буровой и нефтепромысловой механики /Тр. УГНТУ.-Уфа: Изд-во УГНТУ, 1996.-С.52-57

15. Гадиев С.М. Особенности эксплуатации кустовых скважин.- М.: Гостоп-техиздат, 1963.-182 с.

16. Галлямов М.Н., Рахимкулов Р.Ш. Повышение эффективности эксплуатации нефтяных скважин на поздней стадии разработки месторождения. -М.: Недра, 1978.-207 с.

17. Гриценко А.И., Харченко Ю.А., Клапчук О.В. Гидродинамика газожидкостных смесей в скважинах и трубопроводах. -М.: Изд-во Недра, 1994 216 с.

18. Гукасов Н.А., Пирвердян A.M. Приближенная формула для определения давления на забое скважины Нефтяное хозяйство, 1956, № 9.-С.20-21.

19. Гуторов Ю.А., Саитгареев А.З., Гуторов А.Ю. К вопросу повышения эффективности эксплуатации УШГН в сложных геолого-технических условиях

20. Нефть и газ -2000. Изд-во УГНТУ, 2001. Проблемы добычи, транспорта и переработки. Межвуз. Сб. науч. Тр. Уфа, изд-во УГНТУ, 2001.

21. Гуссейнов О.Х. Промысловые и экспериментальные исследования работы газовых якорей и усовершенствование их конструкций. -М.: Недра, 1968 С. 107-111.

22. Кадиров Н.Б., Бадалов А.А. Определение силы, действующей на точку подвеса колонны штанг глубиннонасосной установки. Азербайджанское нефтяное хозяйство, №12,1978.-С.45-48

23. Казаков С.И. Анализ опыта повышения эффективности эксплуатации нефтяных скважин за рубежом // Экспресс-информ. ВНИИОЭНГ.Сер. Нефтепромысловое дело.-1994.-№ 1

24. Каплан J1.C., Кабиров М.М. Новые технологические и технические решения при эксплуатации скважин штанговыми насосами: Учебное пособие. -Уфа: Изд-во УГНТУ, 1997.-166 с.

25. Касьянов В.М. Аналитический метод контроля работы глубинных штанговых насосов //РНТС ВНИИОЭНГ Сер. Машины и оборудование нефтегазовой промышленности.-1973.-96 с.

26. Ковалев А.Д. Снижение ударных нагрузок на головку балансира глубинно-насосных установок//ВНИИ: Сб. науч. тр. -М.: Недра, 1966

27. Кошкин К.И., Сидорин Н.С. Борьба с вредным влиянием газа на работу штангового насоса // РНТС ВНИИОЭНГ Сер. Машины и нефтяное оборудование. -1978.-№5

28. Крылов А.В. Одновинтовые насосы.- М.: Гостоптехиздат, 1962. -156 с.

29. Круман Б.Б. О методике определения вероятного срока службы глубинного насоса по промысловым данным. Нефт. хоз-во, № 1,1962.

30. Круман Б.Б. Практика эксплуатации и исследования глубиннонасосных скважин. -М.: Недра, 1964.-204 с.

31. Круман Б.Б. Расчеты при эксплуатации скважин штанговыми насосами. — М.: Недра, 1990.

32. Кучумов Р.Я., Узбеков Р.Б. Оптимизация процесса глубиннонасосной нефтедобычи в условиях Башкирии. Уфа: Башкирск.книжн. изд-во, 1986.- 160 с.

33. Левич В.Г. Физико-химическая гидродинамика. М.: Государственное издательство физико-математической литературы, 1959.

34. Лобков A.M. Сбор и обработка нефти и газа на промыслах. -М.: Изд-во Недра, 1968.-284с.

35. Максутов Р.А., Джавадян А.А., Шкадов ЯЛ. Современные глубиннонасос-ные установки в нефтяной промышленности //Обзор информ. ВНИИОЭНГ Сер. Машины и нефтяное оборудование.-1992.-№5

36. Милинский В.М., Харламенко В.И., Лутфуллин А.Х. и др. Зависимость расхода электроэнергии от коэффициента подачи глубинного насоса // РНТС Нефтепромысловое дело.-1972.-№ 4.-С. 16-18

37. Мищенко И.Т., Ишемгужин С.Б. Экспресс-метод определения давления на приме штанговых глубинных насосов //Нефтепромысловое дело / Рефер. науч.-техн. сб. ВНИИОЭНГ.-1971 .-№ 1 .-С. 18-20

38. Мищенко И.Т., Палий В.А. Исследования динамических нагрузок, действующих на штанговую колонну в наклонно направленных скважинах //Нефтяное хозяйство.-1993.-№7.-С.37-39

39. Мищенко И.Т., Гумерский Х.Х., Марьенко В.П. Струйные насосы для добычинефти / Под ред. И.Т. Мищенко.- М.: Нефть и газ, 1996.- 48 с.45 .Муравьев И.М., Базлов Н.М., Жуков А.И. Технология и техника добычи нефти и газа: Учебник для вузов. -М.: Недра, 1971

40. Муравьев И.М., Мищенко И.Т. Насосная эксплуатация скважин за рубежом. -М.: Недра, 1967.

41. Мусабиров М.Х., Доброскок Б.Е., Саттаров Д.Л. Методы борьбы с осложнениями при добыче нефти. Сб. докладов науч.-практ. конф./Техника и технология добычи нефти на совр. этапе.- Альметьевск, 1998.- с. 81-83.

42. Новое оборудование для механизированной добычи нефти // Обзор информ. ВНИИОЭНГ. Сер. Нефтепромысловое дело. Зарубежный опыт.-1989.-№20

43. Новые типы привода глубиннонасосных установок // Обзор информ. ВНИИОЭНГ. Сер. Нефтепромысловое дело. Зарубежный опыт.-1986.-№ 12

44. Оркин К.Г., Юрчук А.И. Расчеты в технологии и технике добычи нефти.-М.: Недра, 1967 -380 с.

45. Осложнения в нефтедобыче/И.Г. Ибрагимов, А.Р. Хафизов и др. -Уфа: Изд-во Монография, 2003-302 с.

46. Персиянцев М.Н. Совершенствование процессов сепарации нефти от газа в промысловых условиях. — М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 1999.- 283 с.

47. Пирвердян А.М. Защита скважинного насоса от газа и песка. М. .'Недра, 1986.-120 с.

48. Повышение технического уровня штанговых глубиннонасосных установок за-рубежом //Обзор информ. ВНИИОЭНГ. Сер. Нефтепромысловое дело. Зарубежный опыт.-1987.-№ 3

49. Повышение эффективности работы скважинных насосов в АО "Татнефть" /В.И. Попов, Н.Г. Ибрагимов, А.А.Курмашов, И.В. Попов //Нефтяное хозяйство.- 1999.-№ 2.-С.36-37

50. Подкорытов С.М. Методика расчета экстремальных нагрузок на штанги в наклонно направленных скважинах // Совершенствование технологии добычи и подготовки нефти на месторождениях Западной Сибири/ Тр. СибНИИНП. Тюмень: СибНИИНП, 1986.-С.28-32

51. Пономарев С.А., Макаров А.В., Самойлов Е.Н., Гайнуллин К.Х. Экономические проблемы рентабельной разработки нефтяных месторождений с истощающимися ресурсами // Нефтяное хозяйство.-1997.-№ 8

52. Прок И.Ю. Совершенствование техники эксплуатации нефтяных скважин.-М.: Недра, 1968.- 120с.

53. Прок И.Ю. Снижение себестоимости и повышение производительности труда в добыче нефти. -М.: Гостоптехиздат. -1960.

54. Промысловые исследования нагрузок, действующих на колонну штанг ШГН установок /Б.З.Султанов, С.Г.Зубаиров, Н.Х.Шаммасов, Ю.Г.Вагапов //Тез. докл. 1-й Всесоюзной конференции по динамике и прочности нефтепромыслового оборудования .-Баку, 1973.-С.96

55. Протасов В.Н. Повышение надежности оборудования скважин при насосоном способе добычи нефти// Обзор информ. ВНИИОЭНГ Сер. Машины и нефтяное оборудование.-1986.-№ 4

56. Рабинович Е.З., Роттэ А.Э. Насосы и насосные установки. М: Недра, 1965.-145с.

57. Растаргуев М.А., Нугаев Р.Я., Галлямов М.Н. Промысловые испытания якоря для насосно -компрессорных труб.// РНТС машины и нефтяное оборудование. -М.: ВНИИОЭНГ -1983. -№5.-С.9-10.

58. Ришмюллер Г., Майер X. Добыча нефти глубинными штанговыми насосами: Пер. с нем. -Австрия: Шелер -Блекман ГмбХ, 1988 150 с.

59. Сизов Б.Н. Истечения жидкости через насадки в среды с противодавлением. — М.: Изд-во Машиностроение, 1968. — 140 с.

60. Соколов Е.Я., Зингер Н.М. Струйные аппараты. -М.: Энергия, 1970. —287 с.

61. Сулейманов А.Б., Везиров С.А., Кауфман В.А. Состояние техники насосной добычи нефти в Азербайджане и задачи ее дальнейшего совершенствования. Азерб. Нефт.хоз-во, № 7, 1962.

62. Султанов Б.З. Развитие функциональных назначений поверхностно-приводных винтовых насосных установок: Сб. докладов науч.-техн. конф. /Нефть и газ на старте XXI века. М.: Изд-во Химия, 2001.-С.273-280.

63. Султанов Б.З., Зубаиров С.Г., Афанасьев Н.В. Штанговые насосные установки с регулируемым поверхностным приводом.: Сб. науч.труд./Прогрессивные технологии в добыче нефти.-Уфа: Изд-во УГНТУ, 2000 -С.76-85.

64. Султанов Б.З., Зубаиров С.Г. Разработка энергосберегающей технологии при добыче высоковязких нефтей и эмульсий //Проблемы нефтегазового комплекса России: Тез. докл. Международной науч.-техн. конф.-Уфа, 1998.-С. 180-182

65. Султанов Б.З., Сидоркин Д.И. Затраты мощностей поверхностного привода винтовой насосной установки. — Технологии ТЭК, изд-во «Нефть и капитал», 2004, №3 (июнь)-С.31-35.

66. Теплов А.В. Основы гидравлики.- М. —Л.: Изд-во Энергия, 1965 -184с.74 .Технология эксплуатации нефтяных месторождений и строительствонаклонно-направленных скважин в Нижневартовском регионе. Сб.науч.тр.-М. :ВНИИОЭНГ, 1990-112 с.

67. Трахтман Г.И. Повышение надежности глубиннонасосного оборудования за рубежом //Обзор информ. ВНИИОЭНГ. Сер. Машины и нефтяное оборудование-1983.-№ 6

68. Трахтман Г.И. Применение штанговых глубиннонасосных установок за рубежом // Обзор информ. ВНИИОЭНГ. Сер. Нефтепромысловое дело 1990

69. Трахтман Г.И. Увеличение межремонтного периода работы глубиннонасосных скважин за рубежом //Обзор информ. ВНИИОЭНГ. Сер. Машины и нефтяное оборудование -1987.-№ 3

70. Увеличение межремонтного периода ШСНУ с осложненными условиями эксплуатации /Б.З.Султанов, С.Г.Зубаиров, М.С. Габдрахимов и др.// Проблемы нефтегазового комплекса России: Тез. докл. Международной науч.-техн. конф.-Уфа, 1998.-С. 175.-177.

71. Уразаков К.Р., Богомольный Е.И. и др. Насосная добыча высоковязкой нефти из наклонных и обводненных скважин/под ред. М.Д.Валеева. -М.: ООО «Недра- Бизнесцентр», 2003-303 с.

72. Уразаков К.Р. Эксплуатация наклонно направленных насосных скважин.-М.: Недра, 1993.-169с.

73. Утемисов Т.А., Султанов Б.З., Зубаиров С.Г. К исследованию работы низа штанговой колонны // Глубинное оборудование для бурения и эксплуатации нефтяных и газовых скважин /Тр. У НИ.- Уфа: Изд. УНИ.-1975.-Вып.28.-С.51-54.

74. Фаерман Е.П., Круман Б.Б. К вопросу повышения работоспособности наос-пых штанг. -Баку, Азерб. нефт.хоз., № 1,1956

75. Харьков В.А. Капитальный ремонт скважин. М.: Изд-во Недра, 1969 — 176с.

76. Хуршудов А.Г. Физическая природа вязкости жидкостей./ Сб. науч. Трудов: Технология эксплуатации нефтяных месторождений и строительство наклонно-направленных скважин в Нижневартовском регионе. -М.: ВНИИОЭНГ, 1990 с.43-49.

77. Цепляев Ю.А. О струйном способе подъема жидкости из скважин./ Сб. науч.тр./ ГосНИПИнефть// Добыча, сбор, транспорт и подготовка нефти на месторождениях Западной Сибири: -Тюмень: Гипротюменьнефтегаз, 1971.- Вып.23. С.22 —26.

78. Штанги насосные и муфты к ним. Технические условия. ГОСТ 13877-80.-1980

79. Щуров В.И. Технология и техника добычи нефти. М.: Недра, 1983.-510 с.

80. Moore Н.Р. and Kommers F.B. THe fatigue of Metals, 1927.

81. Bnrwell J.I. and Strang C.D.Metallic Wear (Proc. Of Roy Soc.), London, S.A.,vol.212,№11,1952. pp.470 -477.

82. Khalid Aziz. Расчет динамического и статистического напора газа. //Petroleum Englin., № 6,1963.

83. Rasin М. Multiphase Flow of Waters, Oil and Natural Gas through Vertical Flow Strings.-Journal of Petroleum Technology, vol.13, № 10,1961.