Материал: Технологические процессы и технические средства для глубинно-насосной эксплуатации нефтяных скважин

Площадь щели между НКТ и скребком складывается из площади канавок скребка в поперечном сечении и кольцевой площади между Dтв и наружным диаметром скребка Dс:

где Sкс – площадь одной канавки скребка.

Скорость протекания жидкости с расходом Qс через щель между НКТ и скребком

где А, Б, В – геометрические размеры в нижней поверхности скребка в плоскости его поперечного сечения; Zкс – число канавок.

Учетверенный гидравлический радиус сечения щели

Число Рейнольдса Reс и λс определяются по аналогии с предыдущими случаями.

При наличии двух или трех скребков на теле штанги величина повышения давления примерно удваивается или утраивается, то есть

∆Рс2 = 2 ∆Рс и ∆Рс3 = 3 ∆Рс.

При наличии АСПО на внутренней поверхности НКТ ее диаметр уменьшается до наружного диаметра скребка. Учитывая, что скребок устанавливается на штанге с зазором и имеет возможность в пределах этого зазора смещаться в радиальном направлении, фактически внутренняя поверхность НКТ запарафинивается только до диаметра Dп = Dс + 2δ, где δ – зазор на сторону (см. рис. 4.3). Расчет усилий от поршневого эффекта устройств, а именно – центраторов,

216

скребков, установленных на штанге, при этом принципиально не меняется. Изменяются только значения величин, входящих в расчетные формулы. В формулах (4.12), (4.13), (4.16), (4.17), (4.23), (4.25) необ-

ходимо диаметр Dтв заменить на Dп.

Приведенные теоретические положения, выполненные в соавторстве с Н.В. Гусиным, относятся к конструкции и геометрии центраторов и скребков, представленных на рис. 4.1–4.3. Помимо рассмотренных конструкций, распространение получили центраторы и скребки со специальными прорезями в их теле. В этом случае при расчете учитывается площадь, создаваемая прорезью, что в конечном итоге обеспечит снижение давления ∆Рс или ∆Рц и усилия Fмн´.

4.2. Усилия от поршневого эффекта при наличии муфт, центраторов и скребков, входящих в состав насосной штанги

Результаты для сравнения усилий от поршневого эффекта при наличии муфт, а также центраторов и скребков на теле штанги [119] представлены в табл. 4.1, которая составлена при следующих исходных показателях, а именно: подача насоса по жидкости Qж = 3 м3/сут, плотность ρж = 900 кг/м3, кинематическая вязкость νж = 70 мм2/с, число качаний балансира Nc = 0,1 c–1 , ход плунжера S = 1,8 м, диаметр плунжера Dпл = 28 мм, диаметр штанг dшт = 19 мм, внутренний диаметр насосно-компрессорной трубы Dтв = 62 мм. Центратор и скребки приняты цельными, без прорезей.

Из табл. 4.1 следует, что наибольшее усилие возникает от поршневого эффекта при наличии центраторов и пакетов из скребков как при отсутствии АСПО, так и при наличии АСПО на внутренней поверхности НКТ. При наличии АСПО особенно резко возрастает усилие от поршневого эффекта центраторов. Разница в усилиях при ходе штанги в составе колонны вниз и вверх незначительна, поэтому при малых подачах насоса результаты, исходя из формул (4.12), (4.13), определяющие эту разницу, можно не учитывать. В целом можно сказать, что усилия от поршневого эффекта весьма значительны и их следует учитывать при расчете колонны штанг на прочность.

217

Таблица 4 . 1

Значения усилий от поршневого эффекта при наличии муфт, центраторов и скребков

Для повышения эффективности очистки рабочих поверхностей внутрискважинного оборудования (внутренней поверхности НКТ и наружной поверхности штанг) от АСПО при глубиннонасосной эксплуатации скважины актуально использование штанговращателей и/или амортизаторов [120, 121, 122, 123, 124, 125], а также в особых случаях представляется необходимым применение центраторов и/или скребков с подогревом [126].

При наличии на наружной поверхности штанг и внутренней поверхности НКТ значительных, более 5 мм, асфальтено-смоло-пара- финовых отложений, эффективная очистка указанных поверхностей данного внутрискважинного оборудования от АСПО возможно только на дневной поверхности с использованием специализированного оборудования для осуществления технологического процесса очистки иутилизацииотложений [127, 128, 129, 130, 131, 132].

218

ГЛАВА 5. МАГНИТНАЯ ОБРАБОТКА ДОБЫВАЕМОЙ ЖИДКОСТИ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» И КРИТЕРИИ ЭФФЕКТИВНОГО ИСКЛЮЧЕНИЯ ОСЛОЖНЕНИЙ ПРИ ЕЕ ДОБЫЧЕ

Добыча жидкости на месторождениях нефтегазодобывающих предприятий РФ осуществляется в осложненных условиях; так, например, в ОАО «НК ЛУКОЙЛ» осложненный фонд составил 9965 скважин, т.е. 45,493 % от действующего фондакомпании на01.01.2006 г. [133].

Разбивка осложненного фонда скважин ОАО «НК ЛУКОЙЛ» представлена на рис. 5.1.

Рис. 5.1. Разбивка осложненного фонда вколичестве 9965 скважин ОАО «НК ЛУКОЙЛ» поданнымна01.01.2006 г.: 1 – солеобразующий фонд скважин; 2 – асфальтено-смоло-парафинообразующий фонд скважин; 3 – гидратопарафинообразующий фонд скважин; 4 – коррозионно-активный фонд скважин; 5 – фонд скважин с повышенным содержанием количества взвешенных частиц (КВЧ) вдобываемой жидкости; 6 – фонд скважин

свысоковязкой жидкостью

Поэтому снижение текущих затрат на добычу нефти в осложненных условиях работы нефтяных скважин является первостепенной задачей, подлежащей решению [134].

219

Критерии эффективной магнитной обработки жидкости нефтяных скважин ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь»

ЭксплуатационныйфондООО«ЛУКОЙЛ-Пермь» «НКЛУКОЙЛ» насчитывает более 5 тыс. скважин на 1 июля 2006 г., из числа которых 400 бездействуют [135].

Более 3/4 числа действующих составляет осложненный фонд скважин, проблемный по следующим причинам [134, 135]:

–выпадение солей и гидратов;

–образование АСПО;

–образование высоковязких эмульсий (ВВЭ);

–наличие высокого газового фактора (ВГФ);

–коррозия обсадных колонн и насосно-компрессорных труб;

–наличие механических примесей.

Так, например, в ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь» по состоянию на

1.07.2006 г.:

–выпадение солей и гидратов, наличие механических примесей являлось причиной ухудшения работы нескольких десятков скважин;

–осложнения от АСПО при добыче нефти имели место при работе 3 тыс. скважин;

–работа сотен скважин была осложнена коррозионными процессами и наличием ВВЭ и ВГФ.

В то же время, по результатам выполненных исследований [136], использование химического метода для исключения осложнений от АСПО ряда месторождений ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь» недостаточно эффективно вследствие высокой стоимости химреагентов

иналичия чрезмерных затрат, связанных с поиском высокоэффективных ингибиторов конкретно для каждой нефти. В связи с этим наиболее актуальным является изучение возможностей, которые дает обработка указанных нефтей магнитным полем [137] с использова-

нием технических средств [137, 138, 139, 140, 141, 142, 143].

Для определения конструктивных особенностей технических средств с целью эффективной магнитной обработки жидкостей (нефтей), физико-химические свойства которых изложены в табл. 5.1

ив последующем материале, а именно – на рис. 5.2–5.7, раскры-

220