автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.06, диссертация на тему:Совершенствование технологии добычи высоковязкой нефти с применением двухплунжерных насосов

Г I J V :

2 УАР 1ЯЯ7

На правах рукописи

АХМАДИШИН РУСТЕМ ЗАКИЕВИЧ

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ ДОБЫЧИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ С ПРИМЕНЕНИЕМ ДВУХПЛУНЖЕРНЫХ НАСОСОВ

(на примере Шафрановского месторождения Республики Башкортостан)

Специальность: 05.15.06. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Уфа - 1996

Работа выполнена в Башкирском государственном научно-исследовательском институте нефти (Башнипинефть) - филиале акционерной нефтяной компании "Башнефть".

НАУЧНЫЕ РУКОВОДИТЕЛИ:

академик РАЕН, доктор технических наук, профессор

ВАЛЕЕВ М.Д.

кандидат технических наук, доцент

ПАНТЕЛЕЕВ Г.В.

ОФИЦИАЛЬНЫЕ ОППОНЕНТЫ:

доктор технических наук, профессор кандидат технических наук, доцент

АМЕТОВ И.М. КАПЛАН Л.С.

ВЕДУЩАЯ ОРГАНИЗАЦИЯ: Государственная Академия

нефти и газа (ГАНГ) им. И.М. Губкина

Защита диссертации состоится 3 апреля 1997 года в 10 часов на заседании Диссертационного совета К 104.01.01. (Башнипинефть) по адресу : 450077 , г.Уфа, ул. Ленина , 86

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Башнипинефть . Автореферат разослан 3 марта 1997 года

Ученый секретарь Диссертационного совета К 104.01.01., кандида геолого-минералогических наук

ВВЕДЕНИЕ

Современное состояние нефтяной промышленности характеризуется грессирующим вводом в разработку месторождений тяжелых оковязких нефтей и природных битумов. Огромные запасы такого сырья 1ят ряд неотложных задач по созданию новейших средств извлечения ¡кости через скважины.

Согласно принятой классификации высоковязкие нефти (ВВН) разделяются на три основные группы с вязкостью 0,03...0,10; 0,10...0,50 и ше 0,50 Па-с. Месторождения со скважинной разработкой охватывают имущественно первую и вторую группы.

Основная сложность в создании технологии подъема ВВН заключается еобходимости преодолевать большие гидравлические сопротивления в эчих органах механических подъемников. Несомненно, что основным :обом отбора вязких флюидов является глубиннонасосный. Однако, ложности серийных насосов обычного исполнения в добыче ВВН весьма шичены из-за значительных сопротивлений движению колонны штанг з. С ростом вязкости нефти наступает такой момент, когда силы тяжести вновешиваются силами гидродинамического сопротивления, при которых эта установки скважинного штангового насоса (УСШН) становится эзможной из-за появления ударных нагрузок на колонну штанг и головку ансира при ходе вверх.

К настоящему времени накоплен определенный опыт в эксплуатации ажин с ВВН и разработан ряд конструкций специальных насосов, :печивающих принудительное перемещение колонны штанг вниз. К эвым относятся насосы с дифференциальным плунжером и вакуумным равлическим усилителем.

В дифференциальных насосах растягивающее усилие определяется гостью давлений жидкости в НКТ и затрубном пространстве на глубине вески насоса, а также площадью, ограниченной диаметрами верхнего и (него плунжеров. В насосах с вакуумной камерой (гидроусилителем) гягивающая нагрузка на колонну штанг создается либо разностью лений в НКТ и приеме насоса или вакуумной камере (конструкция ГАНГ И.М.Губкина), либо разностью давлений в затрубном пространстве и уумной камере(конструкция ПечорНИПИнефть).

Возможность применения таких насосов по производительности и адсти откачиваемой нефти ограничиваются площадью сечений плунжеров роусилителя или перепадом давления, действующего на них.

ЦЕЛЬ РАБОТЫ

Расширение области рационального применения УСШН для добь ВВН и повышения их производительности на базе применения насосо гидроусилителем, создающим растягивающие нагрузки при ходе коло! штанг вниз от давления жидкости в насосно-компрессорных трубах(НКТ также разработка методики проектирования подземного оборудования.

ОСНОВНЫЕ ЗАДАЧИ ИССЛЕДОВАНИЯ

1. Анализ показателей эксплуатации УСШН обычного специального исполнений на месторождениях ВВН.

2. Разработка способа существенного увеличения ве.щгп гидравлического утяжеления низа колонны штанг глубинного насоса и производительности.

3.Решение задачи о гидродинамическом трении в подзем] оборудовании скважин, оснащенных насосами специальных конструкций.

4. Исследование закономерности изменения вязкости извлекаем жидкости по глубине колонны НКТ и оценка влияния неньютоновс свойств нефти на нагрузки в точке подвеса штанг.

5. Методика проектирования подземной части глубиннонасос установки и выбор режимов ее работы.

6. Опытно-промышленные испытания УСШН специальных конструк на месторождениях ВВН.

НАУЧНАЯ НОВИЗНА

1. Создан принципиально новый способ достижения высо значений растягивающих нагрузок на колонну штанг при ходе вниз потери производительности установок, основанный на использова: гидростатического давления в колонне НКТ и расположении гидроусилит над откачивающим плунжером насоса.

2. Получена статистическая зависимость для расчета вязкости на в НКТ Шафрановского месторождения с учетом обводненности и градие скорости течения.

3. Получены зависимости для расчета гидродинамического тре колонны штанг в жидкости в УСШН с гидроусилителем при нисходящем т жидкости в трубах в период хода вниз и восходящем для хода вверх.

4. Разработана методика косвенного определения вязкости ршваемой нефти, позволяющая получить кривую её изменения по глубине ъемника в скважине.

5. Получены формулы для расчета конструкции многоступенчатых [нговых колонн, учитывающие изменения вязкости нефти по глубине НКТ.

ПРАКТИЧЕСКАЯ ЦЕННОСТЬ И РЕАЛИЗАЦИЯ РЕЗУЛЬТАТОВ В

ПРОМЫШЛЕННОСТИ

1. Разработаны и внедрены на месторождениях ВВН насосы с роусилителем различных исполнений, защищенных авторскими цетельствами СССР на изобретения (№№ 1387568, 1500032, 1555530).

2. Разработан способ определения вязкости нефти по глубине ъемника путем последовательного замещения вязкой нефти в НКТ ювязкой жидкостью (а.с. СССР № 1686141).

3. Разработан и в широких масштабах апробирован стандарт единения СТО-03-08-88 по проектированию глубиннонасосной плуатации скважин с ВВН и конструированию колонны штанг.

Экономический эффект от внедрения разработок в ценах до 1991 г. гавил в АНК "Башнефть", рассчитанный по НГДУ "Туймазанефть" 11,7 . рублей (общее количество внедренных скважин - 345) в АО [муртнефть" - 255 тыс.рублей.

АПРОБАЦИЯ РАБОТЫ.

Результаты проведенных исследований докладывались и обсуждались следующих конференциях и семинарах:

1. ХУ Всесоюзном семинаре по гидродинамическим и промыслово-])изическим методам исследования продуктивных пластов с целью троля их разработки,-г. Сургут, 1985.

2. Конференции молодых ученых и специалистов предприятий (тяной и газовой промышленности,- г. Шевченко, 1987г.

3. Областной научно-технической конференции "Проблемы работки нефтяных и газовых месторождений и интенсификации добычи зводородного сырья ".- Астрахань, 1989 г.

ПУБЛИКАЦИИ

По теме диссертации опубликовано 11 печатных работ, в том чи< получено 5 авторских свидетельств на изобретения. Основные результг работ изложены также в 3 отчетах НИОКР.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

В первой главе приведен анализ изменения показателей рабе штанговых насосных установок при увеличении вязкости откачивае\ среды, а также реологические особенности ВВН и водонефтяных эмульс образующихся в насосном подъемнике. Для анализа и последующ' внедрения разработок за базовый был выбран ряд месторождений В Урало-Волжского региона (Арланское, Воядинское, Лудошорск Гремихинское, Киенгопское, Ямашинское и др.) с более глубоки исследованиями по Шафрановскому месторождению Ресиубл! Башкортостан.

Исследованиями на этих месторождениях было установи; значительное ухудшение технико-экономических показателей эксплуата1 глубиннонасосных скважин. В среднем по исследованным групг месторождений межремонтный период работы(МРП) глубиннонасосн скважин в 1,25...2,5 раза ниже в сравнении с аналогичным показателем месторождениях маловязких нефтей. В начальный период эксплуата1 месторождений МРП, как правило, еще ниже из-за отсутствия должн опыта. Наиболее частым отказом установок (более 25%) в этот пер] является обрыв колонны штанг из-за превышения фактических напряжени штангах над расчетными, обусловленного отсутствием уч гидродинамических нагрузок трения при проектировании оборудования.

Как правило, эксплуатация УСШН на месторождениях В характеризуется пониженными значениями коэффициента подачи насос Так, при увеличении вязкости нефти, замеренной в стандартных условия? 0,03 до 0,12 Па-с коэффициент подачи установок с 38..,55мм насоса снижается примерно с 0,55 до 0,35...0,41. При анализе были исключены прочие факторы, которые бы могли явиться причиной снижения фактичес: подачи установок. Снижение коэффициента подачи, т.о. явилось причш значительного роста гидравлических сопротивлений в проходных капа, клапанов насосов и растяжений колонны штанг вследствие повыше! нагрузок.

Показано, что на месторождениях с вязкостью нефти \1го> 0,1 Па-с 1франовское месторождение) величина погружения насоса под уровень [кости, начиная с 50 м и более практически не влияет на его наполнение.

Установлено, что наиболее существенно с ростом вязкости терпевает изменение амплитуда нагрузок на колонну штанг.

Так, например, величина амплитуды напряжения оа возрастает в 1,7 1 при снижении параметра Рейнольдса (/?£„) с 60 до 15. Параметр нольдса "идеальной" откачки для хода вниз :

где: Утлх - максимальная скорость движения колонны штанг в середине хода; р, ц. - плотность и вязкость нефти; с11ПТ, От - диаметр штанг и труб.

введенное напряжение стпр возрастает лишь 1,2 раза. Характер ружения штанг свидетельствует о преобладающем изменении шмальной нагрузки за цикл работы насоса.

График зависимости Рп»п/Ршт от обводненности нефти по франовскому месторождению показал снижение этой величины с 0,67 до 5 при росте обводненности с 0,3 до 0,65. Таким образом с ростом вязкости, ¡ванным эмульгированием нефти, величина минимальной нагрузки может зиться в 2,5...3 раза и привести к аварийной ситуации опережения хода овки балансира, при которой происходят удар и последующий обрыв онны штанг.

Для месторождений ВВН Урало-Волжского региона построена |бщенная зависимость скорости откачки от вязкости добываемой нефти. За рость принимались средние по месторождениям значения произведения :ла качаний на длину хода (пБ), установленные практикой эксплуатации чдого месторождения из соображений достижения максимального МРП I планируемых отборах нефти. График показал тенденцию снижения (пБ) с том вязкости. Так, при вязкости (л.2о в интервале до 0,1 Па-с интервал роста (п8) составляет 10... 18 м/мин, а при ц2о= ОД...0,25 Пас скорость тавляет уже 7...12 м/мин.

Яе

V таХ Р С1 Ш Т

(О

м( О т + й шг) '

Обводнение ВВН, как правило, приводит к ещё большим осложнена в работе УСШН из-за увеличения вязкости и изменения реологического поведения жидкости. В диапазоне обводненности 0,5...0,7 поведение жи кости подчиняется модели Оствальда в интервале градиентов скорости до 3 с"1. Этот интервал охватывает реальные градиенты скорости в НКТ УСП при откачке ВВН в средней части хода штанг. Величину осредненной глубине НКТ эффективной вязкости нефти при этом предлагается оценить фактической силе гидродинамического трения при ходе штанг вниз пересчету трения по известным формулам Пирвердяна А.М. или Валее М. Д. на вязкость.

Градиент скорости на поверхности штанг для различных интервал обводненности нефти при ходе штанг вниз определяется выражением:

у = 0.1046nS

» н

т

ср

-1

~ ШсР + (i + Шор)ln тс\ du

где И!ср=</Шт С[Д>Т ;

<1шт-сР - средневзвешенный диаметр штанг;

1)Т - внутренний диаметр НКТ.

Такая процедура позволила получить экспериментальную зависимое для расчета осредненной эффективной вязкости нефти в НКТ в функц обводненности и градиента скорости течения по Шафрановско месторождению (погрешность +12%):

2 24В - 4

Цэ = ¡и2де (6.8-10 4 у +0.83) (

где В - обводненность в долях ед.

у-градиент скорости течения, с4.

Формулу, аналогичную ( 3 ) возможно получить на стадии проб» эксплуатации скважин для обеспечения точности проектировав механизированной добычи в последующий период эксплуатаи месторождения.

При значениях В > 0,55 формула ( 3 ) дает большую погрешность 5а сильного проявления межкапельного взаимодействия в юкоконцентрированных эмульсиях воды в нефти. Поэтому для кгических случаев, в интервале В = 0,55...0,75 необходимо составить стую таблицу значений |x„¡, для узких интервалов обводненности нефти.

Содержание определенного количества парафина в межкапельном юранстве высококонцентрированных эмульсий приводит к проявлению :ьно выраженных неравновесных свойств обводненных нефтей. Если при юй вязкости исходной нефти они не могут повлиять на работу УСШН, то [ высоких значениях ц2о тиксотропия в жидкости может привести к ожнениям в запуске УСШН после простоев скважин. Исследование и |бщение неравновесных характеристик нефтяных эмульсий ряда порождений показало, что при содержании парафина в нефти 2,6...3,5% мя полной релаксации напряжений в нефти с обводненностью 46...64% ;ле начала движения составляет около 150 с. На базе таких исследований кно прогнозировать период выхода скважин на нормальный режим работы сущсствлять профилактические меры по предупреждению аварий.

Во второй главе выполнен анализ применяемых схем УСШН для ¡ычи ВВН, на базе которого разработаны принципиально новая насосная ановка с гидроусилителем и элементарная теория её работы. Условно, естные конструкции штанговых насосов для подъема ВВН подразделены две группы: насосы с дифференциальным плунжером и насосы с [роусилителсм. В первой группе растягивающая сила формируется ностями площадей сечения плунжеров и давлений в НКТ и приеме насоса, эаниченная возможность создания большой разности площадей плунжеров позволяет достигать достаточно высоких сил, направленных вниз при ружении колонны штанг.

В насосах с гидроусилителем гидравлическое утяжеление создается ностями давления в НКТ(конструкция ГАНГ им. И.М. Губкина) или тема насоса(конструкция «Печорнефть») и камере гидроусилителя, а также шетром его плунжера. В первом случае производительность насоса гасается на величину объема, описываемого плунжером гидроусилителя, а тягивающая сила ограничена тем, что диаметр плунжера гидроусилителя может превышать диаметр откачивающего плунжера из-за верхнего положения последнего. Во-втором случае растягивающая сила имеет тое значение из-за небольшой разницы давления на приеме насоса и в iepe гидроусилителя.

Кроме того, известные насосы с гидроусилителем имеют боков расположение приемного клапана, увеличивающее габариты насоса создающего известные проблемы при его спуске.

Учитывая эти недостатки, автором была разработана схема УСШ позволяющая в значительной мере увеличить растягивающую нагрузку производительность благодаря переносу камеры гидроусилителя в верхнк часть насоса. Это позволило компоновать УСШН гидроусилителем, диаме которого не зависит от откачивающего плунжера и создающего утяжелен низа колонны штанг от давления столба жидкости в НКТ.

Разработанная схема вставного насоса (рис.1) включает насс состоящий из плунжера б, цилиндра 4, всасывающего 8 и нагнетательного клапанов, а также гидроусилитель, состоящий из цилиндра 3 с плунжером содержащим клапаны сброса жидкости утечки 9. В верхней части цилиндра выполнены отверстия 10 для поступления жидкости в НКТ. Ниже эт: отверстий расположена замковая опора 13. Промежуточный шток проходит через кольцевой сальник 12, разобщающий напорную часть насосг от камеры гидроусилителя и представляющий собой короткую по длине па трения с манжетой из полиуретана.

При ходе колонны штанг вниз в освобождающуюся надплунжерн) полость цилиндра 3 из НКТ поступает жидкость вследствие чего подъемнике образуется нисходящий ток, в котором сопротивление движеш штанг мало или принимает отрицательное значение (жидкость увлска штанги вниз) в зависимости от соотношения диаметров труб, штанг плунжера 5.

Таким образом, на штанговую колонну при ходе вниз действу растягивающая нагрузка от веса столба жидкости в НКТ при минимальш или отрицательных силах гидродинамического трения, обеспечивают откачку ВВН. При ходе вверх нагрузки на колонну штанг возрастут главнь образом из-за гидростатического давления на дополнительный плунжер Амплитуда же нагрузок на колонну штанг благодаря значительному рос минимальной нагрузки останется без существенных изменений по величине.

Ступенчатое выполнение кольцевого сальника 12 с принудительн его посадкой в седло после спуска позволяет изготавливать насос и в труби исполнении.

В зависимости от вязкости откачиваемой жидкости диаметр плунже 5 гидроусилителя может быть больше или меньше диаметра основнс плунжера 6.

Отличительной особенностью разработанной УСШН является одновременное движение вниз колонны штанг и жидкости в НКТ. Жидкости

Схемы скважннных штанговых насосов НСНБ-РКМ (трубный) и НСВ-КС ( вставной), разработанных для добычи высоковязкой нефти

12 10

П

6

7 4

П

.5

9 11

,12

10

,13 4

, б

- 7

8

З-цплпндр гидроусилителя ; 4-цилиндр насоса : 5-пяупжср гидроусилителя : 6-плунжер насоса ; 7- нагнетательный клапан насоса ; В-всасывающш! клапан насоса ; 9- клапан сброса жидкосттг утечек ; 10- фильтр ; И-шюк ; 12- кольцевой сальник ; 13-зачковая опора ;

Рис.1.

перемещается вниз под действием сил тяжести со средней скорость: зависящей от диаметра гидроусилителя. При малых его диаметрах колон штанг при ходе вниз приходится преодолевать силы вязкого треш направленные вверх к устью. При увеличении этого диаметра из-за возросш средней скорости течения жидкости сила трения меняет свой знак противоположный, и, т.о. колонна уже не будет испытывать сопротивлен трения, а, напротив, увлекаться нисходящим потоком жидкости.

Аналогичная картина будет происходить и с гидродинамичесю перепадом давления в НКТ. При малом диаметре плунжера гидродинамическое давление, имея положительный знак, буд суммироваться с гидростатическим давлением. При увеличении же диамет плунжера 5 гидродинамическое давление сменит знак и будет уменыпа гидростатическое давление жидкости в НКТ. С ростом вязкости наступ такой момент, когда в нижней части НКТ гидродинамический переп давления полностью компенсирует гидростатическое давление. Далънейш эксплуатация УС1ПН станет невозможной из-за появления вакуума и разры сплошности столба жидкости.

Формулы для расчета сил гидродинамического трения и перепа давления в середине хода при ходе штанг вниз имеют вид:

= /? / 7?

. ш т Д1. >п

П 1 = гу I -К т 5

Л -радиус плунжера гидроусилителя; -радиус штанг; -радиус НКТ(внутре1ший).

V тах( п\- ^—- ) , (5;

* р _ ___2 1п т

( т - 1 )

Определение вязкости обводненной нефти в (4) и (5) производится по в которой градиент скорости для насоса с гидроусилителем вчитывается:

6J7

" Ш:

я{ 1-"02

т -1 2

Щ

1

(l-т)1

21п/и ' 61пш

(6)

Для хода штанг вверх зависимости для расчетов Ртр в. ,АРГД у„ тот ввд, аналогичный(4), (5) и (6) с той лишь разницей, что вместо ичины пнеобходимо вводить П12+п22, в которой п2=Кп/Кт (И,,- радиус овного плунжера).

При расчете общих гидродинамических сопротивлений движению онны /<■<..,,.(ход вниз) /'...„.(ход вверх) необходимо также учитывать силы, ствующие на плунжеры насоса под воздействием перепадов давления гветственно ,ДРгд „ и ЛРГДВ:

,. = ряг.п + л ^»..(к1,,-к2.) (7)

Соответственно для хода вверх:

,. = Г „р.. + я- р - я 1) + тг д р (к1~ я I) (§)

Условиями, ограничивающими работоспособность УСШН при малых элыних диаметрах гидроусилителя будут соответственно:

F с.н ^ Р

* b

где b Р - вес штанг в жидкости.

1 шт ^ ^^ гд.н ^ ]Р г с '

где д р - гидростапиеское давление в НКТ.

(9)

(10)

1,5

1.0

Зависимость гидродинамического перепада давления в НКТ (1) и вязкого трения (2) от диаметра верхнего плунжера при 11ир0,0095м; 11т=0,(Шм;Утах=1м/с;Ь=1000м; ц=70 мПа с

1,5 кН. 1,0

0,5

-0,5 А Рг.д.

-1,0

■1,5

\ ч

X "Ч |\1 2

1 Л

0,5

Ргр.н.

-0,5

-1,0

20

30 40

50 Бп

60

-1,5 70 мм.

Рис.2.

Значения диаметра плунжера гидроусилителя, при которых сила шя Г1р.„ и перепад давления АРГД.„ достигают нулевого значения и яют свой знак , определяются из выражений:

[о-

т

2)(-

1-

т

61п т(

2 т т -

2-1

1

21п т

)]

21п т

I т

1

2 1п т

(И) (12)

Вычислив размеры плунжеров по (11) и (12 ) можно определить зсть, в которой эксплуатируется насос при данном диаметре эоусилителя. В зависимости от этой области производятся дальнейшие юты сил трения Ртр11 или перепада давления АРГд„.

На рис.2 в качестве иллюстрации показаны кривые 1 и 2 изменения трения Ртр.,, и перепада давления ДРгд.н в зависимости от диаметра нжера гидроусилителя для конкретных значений вязкости и «(логических параметров. Видно, что наиболее благоприятные условия эты УСШН соответствуют диаметру гидроусилителя в интервале .50мм, в котором сопротивления принимают минимальные значения.

Формулы ( 7 ) или ( 8 ) в зависимости от диаметра плунжера эоусилителя после простого преобразована можно использовать для юта прсдельно-допустимых значений вязкости откачиваемой среды, если сто Рс.„. или ДРгд.„ подставить соответственно условия ( 9 ) или (10 ).

Расчеты показывают, к примеру, что для средних параметров работы БН ( Ушт=1м/с; Б1т=0,032 м, Я ш=0,0095 м, 1^=0,69) предельное значение сости нефти составляет около 5 Па-с.

В третьей главе описаны результаты опытно-промышленных ытаний разработанных УСШН в АНК «Башнефть» и АО «Татнефть».

Испытания насосов вставного и невставного типов проведены гветственно на скважинах № 137,194 Шафрановского и №3192 ашкинского месторождений. Испытания на скв.137 и 194 показали енение максимальных нагрузок при сохранении технологических режимов ',7 до 56,1 кН и с 68,4 до 51,3 кН соответственно. Минимальные нагрузки цпел возросли с 22,7 до 26 кН и с 5,7 до 18,24 кН соответственно, метры плунжеров гидроусилителей соответствовали 55 и 32 мм при метрах откачивающих

плунжеров в обеих скважинах 32 мм. Вязкость нефти, обводненной на 8 5,8%, составляла 185 и 220 мПа-с.

Испытания, проведенные на скв. 3192 показали изменен максимальных нагрузок с 47,4 до 58,4 кН, а минимальных с 21,6 до 27,9 к Вязкость нефти при обводненности 60% соответствовала 89 мПа Десятимесячные испытания показали положительные результаты.

Для выбора технологического режима работы насосов и компонов оборудования необходимо располагать распределением значений вязкое нефти по глубине НКТ, меняющейся в связи с разгазированием пластов: флюидов, охлаждением и эмульгированием. Это повысит точное конструирования колонны штанг и создаст при необходимости определенн запас их прочности.

Экспериментальное определение вязкости нефти на различных глубинах скважин производится следующим образом. В скважину через затрубное пространство производится закачка воды с расходом, превышающим дебит скважины. Перед закачкой проводится замер силы гидродинамического трения колонны штанг в жидкости при ходе вниз определяемой расстоянием по вертикали от линии веса штанг до нижней точки контура динамограммы. Одновременно на устье отбирается проба жидкости с целью замера вязкости сразу после отбора, к примеру полевым вискозиметром СВП-5.

После начала закачки воды по мере продвижения вверх межфазю уровня «нефть-вода» в НКТ через определенные интервалы времени (10.. мин) производятся отборы проб жидкости на устье и повторные сюп динамограммы вплоть до момента, когда закачиваемая вода поднимется устья, о чем будет свидетельствовать отбираемая проба, производительности агрегата, закачивающего воду в затрубное пространс и зафиксированным интервалам времени определяются глубины нахожде! межфазного уровня «нефть-вода». Учитывая, что гидродинамическое тре! штанг на участке НКТ, заполненном водой, пренебрежимо ма динамометрирование усилий в точке подвеса позволяет определить трени вязкой среде выше расположения межфазного уровня. Таким образом, заме позволяют построить кривую изменения силы гидродинамического тред FTp.H. но глубине, по зафиксированным точкам расположения водонефтян контакта в трубах

Вязкость жидкости, пропорциональная силе гидродинамическ трения будет иметь аналогичную кривую изменения по глубине НКТ.

Располагая, таким образом значением вязкости нефти на устье и гис тограммой изменения FTp.„ можно построить кривую изменения вяз кости глубине НКТ. Проведенные, таким образом исследования на скв.37 Шафра

:кого месторождения позволили получить значения вязкости на грвалах глубин: 1394...1102, 1102...802, 802...650, 650...440, 440...235 и ...0м соответственно: 0,16; 0,24; 0,31; 0,51; 0,50 и 0,46 Па-с. дневзвешенное значение вязкости в НКТ составило 0,347 Па-с. Результаты ззали, что в верхней половине НКТ наступает стабилизация значения сости пластовой жидкости. Это значение примерно в 1,3... 1,4 раза вышает среднее значение вязкости нефти в НКТ. Поэтому при лруировании колонны штанг за расчетное следует принимать значение сости нефти в 1,35 раза превышающее ее среднее значение . Такой ])фициснт обеспечит некоторый запас прочности штанг в связи с тем, что более вязкая пластовая жидкость будет перемещаться в верхней части Г с максимальным диаметром штанг ступенчатой колонны.

Разработанная методика проектирования добычи нефти установками с эоусилителем сводится к следующим принципиальным положениям:

а. По заданным дебиту скважины, динамическому уровню, давлению мщения нефти газом и газовому фактору производится выбор «»логического режима эксплуатации и конструкции колонны штанг по гстным методикам (ВНИИнефть, ГАНГ им. И.М. Губкина или др.).

б. После оценки вязкости нефти в НКТ производится расчет силы ига Ртр „ по известным зависимостям для УСШН обычного исполнения.

в. В случае если не выполняется соотношение т р н — Р ш т * Ь > применяют насос специального назначения с эоусилителем.

г. Производятся расчёты значений Гс.„. и АРГД.„ по формулам (7) и (5) ряда значений Кгу(стандартные размеры плунжеров) и выбирают

меньший из них, при котором будет выполняться условие (9).

д. Конструирование колонны штанг производится с использованием ода наименьшего веса по допустимым значениям [ апр ].

Среднее напряжение за цикл ст„,1 в первой ступени насоса ;читывается:

Г)2 + П2

<Тш1 = 5,5рж( ——- )Нд + Ршт8 Ь> (13)

где! рж, Ршт ~ плотность жидкости, металла штанг;

Вту ,Вп ~ диаметры плунжеров гидроусилителя и основного насоса;

- длина 1-ой ступени колонны штанг; Нд ~ погружение насоса подуровень; с1 шг - диаметр штанг 1-ой ступени.

Амплитудное значение напряжений в верхней части 1-ой ступе составит:

{ + \тт пл

сго1-5,5/7ж( —-- )Нд +---, (14

^шт, 2

где: трение в 1-ой ступени при ходе вниз, определяемое фо]

мулой (7) ;

„1-трение при ходе вверх для 1-ой ступени.

На базе формул (13) и (14) рассчитывается фактическое апр приравнивая его допустимому значению, определяется ¡1

Вторая ступень рассчитывается как:

+ х „ . / , .

+

(I шт2 ^шт

2

/ + Ч ГС.Н2 + 17с.В2( \

О^-^ЛД -3- +---1 /2 + Л-д— ),(16)

Затем рассчитывают экстремальные нагрузки в точке подвеса штанг шементарным зависимостям.

В этой же главе на базе статистического анализа даны оптимальные тения погружения насосов под динамический уровень (табл.). Приведены шцы для выбора конструкции колонны штанг для разнообразных условий тлуатации скважин.

Таблица

Среднее значение вязкости нефти в НКТ, Па-с 0,05 0,1 0,15 0,2 0,25 0,4 0,55

Оптимальное Нд, м 290 290 290 290 290 320 350

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В период исследований по теме диссертации получены следующие -'льтаты:

1. Установлены основные закономерности ухудшения технико-гомических показателей эксплуатации УСШН на месторождениях оковязкой нефти, обусловленного высокими значениями сопротивлений в очих органах насосов и колонне НКТ.

2. Предложены методики определения эффективной вязкости нефти в ъемных трубах и динамики её изменения по глубине скважины. Получена гтогическая модель жидкости в НКТ для Шафрановского месторождения, а «е обобщенная характеристика неравновесных свойств обводненных ВВН, азавшая, что при содержании парафина в нефти 2,б...3,5% период аксации структурных напряжений составляет около 150с.

3. Разработаны принципиально новые конструкции штанговых эсов с гидроусилителем, позволяющие в значительной мере увеличить гягивающую нагрузку на колонну штанг при ходе вниз без ущерба для изводительности основного откачивающего плунжера, а также избежать ового расположения всасывающего клапана.

4. Разработана элементарная теория расчета гидродинамического трения и перепада давления жидкости в НКТ, показавшая их переход через нулевые значения при изменении диаметра плунжера гидроусилителя и возможность откачки жидкостей такими насосами с вязкостью 5 Па-с и бол! 5. Проведенные опытно-промышленные испытания УСШН с гидроусилителем в АНК «Башнефть» и АО «Татнефть» показали их работоспособность и снижение амплитудных значений нагрузок на колонну штанг. Предложены основные положения выбора технологических режимов эксплуатации УСШН для месторождений ВВН и конструирования колонны штанг с наименьшим весом.

Основные положения диссертации изложены в следующих печатнь

работах.

1. Ахмадишин Р.З. Подбор глубиннонасосного оборудования i добыче высоковязкой нефти/Тез.докл. Респ.научн.-техн.конф.молодых учен и специалистов предприятий нефт. и газ. пром-ти. Шевченко. 1987. С. 90.

2. Ахмадишин Р.З. Расчет штанговой колонны в скважине с многолетнемерзлыми породами в разрезе//Совершенствованиепроцессов бурения скважин и нефтедобычи /Сб. научн. тр. Башнипинефть. 1988. вып.' С.101-110.

3. АхмадишинР.З. Особенности добычи высоковязкой нефти малодебитных скважин//Пути интенсификации добычи не<] Сб.научн.тр./Башнипинефть.1989.Вып.80.С. 95-104.

4. Ахмадишин Р.З. Влияние конструкции скважинного штангов насоса на гидродинамические процессы, протекающие в насос компрессорных трубах/Сб.научн.тр.Башнипинефть. 1991. Вып. 84.С. 25-33

5. Ахмадишин Р.З. Результаты испытаний скважинных насосоз гидроусилителем в АО "Татнефть" и АНК "Башнефть'7/Сборник тру; аспирантов.Башнипинефть.Уфа. 1996.

6. A.C. 1387568 СССР. МКИ F04B 47/02. Скважинный штангов насос/ Г.В. Пантелеев, С.Н.Закиров ,Р.З. Ахмадишин и др.(не подлея опубликованию).

7. A.C. 1500032 СССР МКИ F04H 47/02. Скважинный штангов насос/ Г.В. Пантелеев, Р.З. Ахмадишин, С.Н. Закиров и др.(не подлел опубликованию).

8. A.C. 1555530 СССР, МКИ F04B 47/02. Скважинная штанго: насосная установка/ Р.З. Ахмадишин, P.A. Фасхутдинов, М.Д. Валеев и др. подлежит опубликованию).

9. A.C. 1686141 СССР МКИ Е21В 47/00. Способ определения вязкости ти в глубиннонасосных скважинах/ Н.Г. Галикеев, М.Д. Валеев, Р.З. гадишин и др. (не подлежит опубликованшо).

10. Валеев М.Д., Нигматьянов Р.Ф., Ахмадишин Р.З. Проблемы тедования обводненности насосных скважнн//Тез.докл.Всесоюзного ХУ инара по гидродинамическим и промыслово-геофизическим методам тедования продуктивных пластов с целью контроля их разработки. Сургут. 5. С.26.

11.СТО 03-08-88. Справочное пособие по выбору глубиннонасосного рудования для добычи высоковязкой нефти(авт. Валеев М.Д., Ахмадишин и др.)/ Башнипинефть.Уфа. 1988.112с.