Разработка методов снижения износа штангового насосного оборудования в наклонно направленных скважинах

• Автор: Газаров, Аленик Григорьевич
• Шифр специальности: 05.02.13
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2004
• Место защиты: Уфа
• Количество страниц: 127 с. : ил.

1. Анализ опыта эксплуатации добывающих скважин с повышенной кривизной стволов

1.1. Факторы, влияющие на интенсивность износа глубинно насосного оборудования

1.2. Обзор научных и промышленных разработок в области способов снижения механического износа оборудования скважин
Выводы

2. Исследование причин и закономерностей износа подземного оборудования скважин

2.1. Параметры режима граничного трения

2.2. Исследования износа насосного оборудования в искривленных скважинах

2.2.1. Лабораторный стенд и методика проведения экспериментов

2.2.2. Результаты экспериментов по изучению износа

металла труб и штанг

2.3. Связь между числом Зоммерфельда и износом оборудования по глубине скважины

2.4. Влияние коррозионной активности откачиваемой
среды на износ оборудования
2.5. Основные закономерности пескопроявления в добывающих скважинах, приводящего к повышенному износу оборудования
Выводы
3. Прогнозирование осложнений в работе УСШН в наклонно-направленных скважинах
3.1. Динамическая модель работы штангового насоса
3.2. Методика прогноза наработки на отказ механизированного
фонда скважин, оборудованных УСШН
Выводы
4. Совершенствование технологии эксплуатации наклоннонаправленных скважинах
4.1. Оптимальный профиль ствола наклонно-направленной скважины
4.2. Продольный изгиб цилиндра штангового насоса и его предупреждение в ННС
4.3. Разработка технических средств предупреждения интенсивного износа штанг
Выводы
5. Промысловые испытания технических средств
для снижения темпов износа глубинной части УСШН
5.1. Профилактическая очистка забоя при ремонтах скважин
5.2. Шарнирные соединения
5.3. Центраторы насосных штанг
5.4. Протекторная защита
Основные выводы и рекомендации
Список использованной литературы
Кустовое разбуривание наклонно-направленных скважин (ННС) является в настоящее время наиболее распространенным способом освоения крупных залежей нефти во многих нефтедобывающих регионах России. Строительство ННС и их дальнейшая эксплуатация позволяют существенно сэкономить капитальные и эксплуатационные затраты недропользователя и улучшить экологическую обстановку в районах добычи нефти, в особенности, в труднодоступных зонах Западной Сибири.
Вместе с тем, характер профилей добывающих скважин, в силу наличия участков повышенной кривизны и наклона, вносит существенные осложнения в механизированную эксплуатацию. Наибольшие осложнения имеют место при штанговонасосном способе эксплуатации скважин. На отдельных участках ствола с пространственным искривлением возникают большие прижимающие усилия и силы трения, зоны интенсивного износа штанг и труб, приводящие либо к обрыву колонны штанг, либо к появлению сквозных отверстий в насосно-компрессорных трубах и потере подачи насосной установки, преждевременному изнашиванию эксплуатационной колонны.
При работе штанговой насосной установки, кроме растягивающих, сжимающих и изгибающих нагрузок, на штанги действуют также силы трения о внутренние стенки насосно-компрессорных труб. Интенсивность этих сил обусловливается степенью кривизны ствола скважины -продольным изгибом штанг при ходе вверх и продольным изгибом труб при ходе вниз, а также дефектами заводского происхождения (несоосность высаженной части и тела штанги, погнутости и т.д.).
Износ штанг и насосно-компрессорных труб в значительной мере снижает межремонтный период (МРП) работы скважин. Так, по ТПП «Урайнефтегаз», «Когалымнефтегаз» и «Лангепаснефтегаз» в результате наличия сил трения и износа штанг и труб, МРП скважин снижается в среднем на 55 %■
определенных интервалах режим трения действительно находится в области сухого или полусухого трения, и соответственно имеет место ускоренный износ труб. Таким образом, задача сводится к увеличению значения для того, чтобы перевести режим взаимодействия в зону гидродинамического трения.
Для иллюстрации полученных результатов ниже приведены графики, построенные по результатам расчетов 3 скважин, подверженных сухому трению.
На рис. 2.9, 2.10 и 2.11 приведены графики распределения величины 5о* по глубине скважины. Каждая точка характеризует режим трения центратора.
л/&ж?

1,5

0,5

0 200 400 600 800 1000 1200 1400
Рисунок 2.9 - Распределение параметра Зо по глубине скв. 2176,
4 центратора на штанге.
т
♦ ♦ т ♦ * • «» ► ♦ 0Л ►
ч > • ♦ • 0 0Ґ* ►
< 1У> — ,